POWER SYSTEMS III Francisco Estévez Ruiz ID: UB17497SEL25287 ASIGNATURA ACADÉMICA PARA LICENCIATURA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA POWER SYSTEMS III FRANCISCO ESTEVEZ RUIZ 2012 COCHABAMBA – BOLIVIA 1 POWER SYSTEMS III ÍNDICE CAP. I.- Sistemas de Potencia Interconectados 6 1.1.- Introducción 6 1.2.- Centros de Despacho de Carga 8 1.3.- Sistemas de Administración de Energía (EMS) 9 1.4.- Operación de Sistemas Interconectados 11 1.4.1.- Reducción en la capacidad de la Generación debido a la Diversidad de la Demanda 11 1.4.2.- Reducción de la capacidad en Stand By 11 1.4.3.- Aumento en el Tamaño de las Unidades de Generación 11 1.4.4.- Utilización Optima de la Capacidad Disponible de las Plantas y Facilidades de Transmisión CAP. II.- 12 1.4.5.- Confiabilidad de Suministro de Potencia 12 1.4.6.- Mejorando la Frecuencia 12 Programación de la Generación 13 2.1.- Introducción 13 2.2.- Despacho Económico Clásico 14 2.2.1.- Características de las Unidades Generadoras 14 2.2.2.- Calculo del Heat Rate 16 2.2.3.- Calculo de la Función Costo de Combustible 18 2.3.- Despacho Uninodal de Unidades Térmicas 19 2.3.1.- Método del Gradiente 24 2.4.- Despacho económico multimodal de Unidades Térmicas 28 2.4.1.- Calculo de las Perdidas por el Método de la Matriz B 31 2.4.2.- Método Iterativo 33 2.5.- Unit Commitment (Concepto Básico) 35 2.6.- Sistemas Hidrotermicos 38 2.7.- Programación Hidrotermicos 40 2 POWER SYSTEMS III CAP. III.- Confiabilidad de Sistemas de Potencia 45 3.1.- Introducción 45 3.2.- Descomposición Funcional 46 3.3.- Periodos de Estudio en Análisis de Confiabilidad 47 3.4.- Criterios de Decisión e Índices de Riesgo 48 3.4.1.- Procesos de Calculo de los índices de Riesgo 50 3.5.- Tasa de Falla 51 3.6.- Función Confiabilidad 51 3.6.1.- Evaluación de la Confiabilidad de Sistemas Elementales 52 3.7.- Confiabilidad de Sistemas de Generación 54 3.7.1.- Evaluación del Margen de Reserva Porcentual 55 3.7.2.- Método de la Perdida de la Unidad mas Grande 55 3.7.3.- Método de la Probabilidad de Salida de Capacidad por Falla 56 3.7.4.- Método de la Probabilidad de Perdida de Carga (LOLP) 60 3.8.- Evaluación de la Reserva de Generación en Giro 66 3.9.- Confiabilidad de Sistemas de Transmisión 67 3.9.1.- Método de las Probabilidades 68 3.9.2.- Método de la Frecuencia y Duración 69 3.9.3.- Evaluación de la Confiabilidad de Sistemas Elementales 71 Anexo.- Nociones de Probabilidades 74 A.1.- Definición de Probabilidad 74 A.1.1.- Probabilidades de Probabilidades 74 A.2.- Variables Aleatorias 75 A.3.-Funcion de Distribución 76 A.3.1.- Función de Densidad de Probabilidad 77 A.3.2.- Esperanza Matemática 77 A.3.3.- Varianza 78 A.4.- Distribución Binomial 78 A.5.- Distribución Exponencial 79 3 POWER SYSTEMS III CAP. IV.- Seguridad de Sistemas de Potencia 81 4.1.- La seguridad en los Sistemas Eléctricos de Potencia 81 4.2.- Estados de Operación y Acciones de Control 85 4.2.1.- Estado de Operación Normal: Acciones Operativas y Transiciones 85 4.2.2.- Estado de Alerta: Acciones Preventivas 86 4.2.3.- Estado de Emergencia: Acciones Correctivas 87 4.2.4.- Estado de Colapso del Sistema 88 4.2.5.- Estado de Restauración: Acciones de Restablecimiento y Transiciones CAP. V.- CAP. VI.- 89 4.3.- Análisis de Contingencia 91 4.4.- Selectores de Contingencia 92 4.4.1.- Método – Mw Ranking 93 4.4.2.- Método – Qv Ranking 95 4.5.- Modelación General del Flujo de Potencia Optimo 96 4.5.1.- Formulación Matemática General 96 4.5.2.- Modelación de las Acciones Correctivas 97 4.5.3.- Modelación de las Acciones Preventivas 98 Planificación de Sistemas Eléctricos de Potencia 99 5.1.- Introducción 99 5.2.- Pronostico de la Demanda 100 5.3.- Planificación de la Generación 102 5.4.- Planificación de la Transmisión 106 5.5.- La Planificación en los Mercados Competitivos 110 Mercado Eléctrico Boliviano 113 6.1.- Introducción 113 6.2.- La ley de Electricidad N° 1604 114 6.2.1.- Disposiciones Generales 114 4 POWER SYSTEMS III 6.2.2.- Estructura del Sector Eléctrico 122 6.3.- Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico 126 6.4.- Reglamento de Precios y Tarifas 132 6.5.- Reglamento de Calidad de Transmisión 146 6.5.1.- Disposiciones Generales 146 6.5.2.- Calidad de Servicios de Transmisión 150 6.5.3.- Medición de la Calidad del Servicio de Transmisión 153 6.5.4.- Reducciones en las Remuneraciones del Transmisor por Incumplimiento en la Calidad del servicio 157 6.5.5.- Etapas de Implementación del Reglamento 162 6.5.6.- Disposiciones Transitorias 164 Anexo.- Reglamento de Calidad de Transmisión 165 1.- Carácter del Anexo 165 2.- Limites Transitorios de Comportamiento 165 5 POWER SYSTEMS III CAPITULO I SISTEMAS DE POTENCIA INTERCONECTADOS 1.1. INTRODUCCIÓN La función de un sistema eléctrico de potencia (SEP), es satisfacer la demanda de los consumidores respetando los siguientes requerimientos básicos: - confiabilidad y seguridad en el suministro - mínimo costo - calidad de servicio (frecuencia y niveles de voltaje) - optimizar el uso de los recursos energéticos disponibles - preservación del medio ambiente El suministro de la energía demandada con mínimo costo es un requerimiento económico básico para los sistemas eléctricos, que procura optimizar el uso de los recursos energéticos disponibles. Los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro, así como la preservación del medio ambiente, constituyen restricciones que en general encarecen el suministro de energía. Para satisfacer en forma económica la energía y potencia requerida por los consumidores, se requiere la realización de múltiples tareas de planificación. La tarea global comprende tanto la planificación de la expansión de la generación y de la red de transmisión, como la operación óptima del sistema. Planificación de la expansión Operación del sistema eléctrico Figura 1.1 Tarea global en los SEP 6 POWER SYSTEMS III La planificación de la expansión del sistema, comprende la incorporación de nuevos componentes como las modificaciones y/o reemplazo de componentes obsoletos. La potencia máxima que será requerida por los consumidores representa un indicador básico para una adecuada planificación del crecimiento del sistema. Debe preverse un sistema de generación que permita satisfacer la demanda máxima, mas una cantidad de reserva suficiente para garantizar niveles mínimos de confiabilidad. Asimismo, un sistema de transmisión que posibilite el transporte de energía desde los centros de generación hasta los consumidores. La operación de un sistema eléctrico se realiza mediante los centros de despacho de carga y es conveniente su análisis en dos etapas: programación de la operación, y control de la operación. En la etapa de programación, como su nombre indica, se planifica o programa la operación futura del sistema eléctrico, mientras que, la etapa de control tiene que ver con la operación en tiempo real del sistema, ambas requieren de la ayuda de computadoras y programas de aplicación a sistemas eléctricos de potencia. Figura 1.2 Esquema de optimizaciones secuenciales 7 POWER SYSTEMS III En la figura 1.2, se observa la relación entre las diferentes fases de la programación de la generación. Dado el grado de acoplamiento que existe entre los diferentes niveles de solución, los resultados de cada subproblema son utilizados como datos de entrada y/o restricciones para la solución del siguiente subproblema. Los resultados más importantes que se esperan de la programación de mediano plazo (4 años) son: estrategia de movimiento de agua en los embalses, previsiones de combustibles, plan de mantenimientos preventivos del parque de generación, remuneración del transporte. Asimismo, brinda el marco de referencia para el cálculo de la programación de corto plazo, en el cual se consideran con mayor exactitud las restricciones impuestas al parque de generación y la red de transmisión. Como resultado de la programación de la operación de corto plazo, se define el predespacho y el despacho de las unidades que participan en la operación, sujetas a restricciones técnicas y operativas incluidas la red de transmisión, seguridad y otros usos del agua con nivel horario. Se optimiza en forma conjunta el despacho semanal y el diario considerando la semana como horizonte, para coordinar con los resultados de mediano plazo. En el despacho de tiempo real (cada hora, minuto) se define el despacho de activo y reactivo, y la regulación de frecuencia y voltaje para el seguimiento de las variaciones temporales de la demanda. 1.2. CENTROS DE DESPACHO DE CARGA Los términos Centros de Despacho de Carga y Centros de Control (CDC) han sido usados indistintamente como sinónimos. En general el control se realiza a través de una estructura jerárquica (Figura 1.3), en cuyo primer nivel se ubica el centro de control nacional (CCN), el cual es responsable de la toma de todas las decisiones relativas a la operación segura y económica del sistema, es 8 POWER SYSTEMS III responsable además del control de la frecuencia, del control de las transferencias a través Centro de Control Nacional Centro de Control Regional Centros de control remotos Sistema de Potencia de las interconexiones y de la toma de decisiones correctivas en casos de emergencia. Figura 1.3 – Estructura jerárquica de los centros de control En el segundo nivel se ubican los centros de control regionales (CCR), los cuales monitorean la operación de las redes regionales bajo control, toman decisiones con influencia local y supervisan la apertura y cierre de los interruptores. Además envían estimaciones de la demanda y la disponibilidad de las unidades de generación al CCN para las tareas de planificación. En el tercer nivel se ubican las subestaciones, centrales, etc. 1.3. SISTEMAS DE ADMINISTRACION DE ENERGIA (EMS) La operación y control de un sistema eléctrico de potencia es una tarea compleja, que requiere de muchas evaluaciones y toma rápida de decisiones. Algunas funciones operativas pueden basarse en simples procedimientos, otras requieren del empleo de complejos modelos matemáticos, la mayoría de las funciones se relacionan entre sí o son dependientes unas de otras, Un sistema EMS (Energy Manangement Systems) o Sistema de Administración de Energía tiene las siguientes funciones de aplicación: 9 POWER SYSTEMS III - Base de datos - control supervisión y adquisición de datos (SCADA) - pronostico de la demanda - estimador de estados - valoración de la seguridad - análisis de la red en tiempo real - despacho económico - asignación de unidades (unit commitment) - control automático de generación Un sistema EMS es un sistema integrado muy complejo, incluye todos los niveles que intervienen en su funcionamiento, desde la subestación, el centro de control regional hasta el centro de control nacional. 10 POWER SYSTEMS III ORGANIZACION ESTRUCTURAL DE UN SISTEMA DE CONTROL EN LINEA O EMS Mediciones y Telecomunicaciones (SCADA) Estimador de Estado Base de Datos Analisis de Seguridad Pronostico demanda Cambios en el Sistema Despacho Economico Predespacho de Generacion Control de la Generación Distribución entre Unidades Operadores Displays 1.4. SISTEMAS DE POTENCIA INTERCONECTADOS En las primeras etapas de los sistemas de potencia, los sistemas de suministro eran pequeños y su operación era simple, pero con el crecimiento de la demanda eléctrica, los sistemas de potencia se fueron expandiendo. Muchos de los grandes sistemas de potencia se fueron interconectando obteniendo así ventajas técnico-económicas inherentes de la operación coordinada de sistemas de potencia. Los beneficios de la operación de sistemas de potencia interconectados son las siguientes: 1.4.1 REDUCCIÓN EN LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN DEBIDO A LA DIVERSIDAD DE LA DEMANDA La demanda pico diaria (mensual/anual) de dos sistemas de potencia generalmente no ocurre durante la misma hora del día. Como resultado de esta diversidad, la misma carga 11 POWER SYSTEMS III del sistema combinado en un día podría ser menor que la suma de la máxima demanda de las máximas demandas de los sistemas individuales en el mismo día. 1.4.2 REDUCCIÓN DE LA CAPACIDAD EN STAND BY En orden a asegurar el suministro de potencia a los consumidores, la reserva de potencia tiene que ser mantenida por encima de la capacidad requerida para satisfacer la demanda pico anticipada. Estas reservas son requeridas para tomar en cuenta el mantenimiento programado de plantas de generación, la salida de la unidad más grande de generación e incertidumbre del pronóstico de la demanda. Compartiendo la reserva a través de las interconexiones, puede reducirse la reserva combinada ante salidas forzadas de generación. 1.4.3 AUMENTO EN EL TAMAÑO DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN Con la operación de sistemas interconectados, plantas de generación más grandes con unidades más grandes, con costos de capital y operación más bajos, pueden ser localizados en sitios más económicos de una región como un todo. 1.4.4 UTILIZACIÓN OPTIMA DE LA CAPACIDAD DISPONIBLE DE LAS PLANTAS Y FACILIDADES DE TRANSMISIÓN Con la operación interconectada, las plantas térmicas pueden ser usadas más efectivamente junto con las plantas hidráulicas. Durante periodos lluviosos, las plantas hidráulicas pueden ser operadas con factores de carga más altos debido a la disponibilidad extra de agua, así contribuyendo más energía al sistema, cuando alguna de las unidades térmicas podría ser desconectada. En periodos secos, las unidades térmicas podrían estar trabajando con un factor de carga tal que el agua en los reservorios de las plantas hidráulicas podría ser conservada. 12 POWER SYSTEMS III 1.4.5 CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO DE POTENCIA Los sistemas contiguos pueden proporcionarse asistencia mutua en caso de emergencia. Emergencias de corta duración ocurren en cada sistema debido a la salida de plantas de generación, equipos de subestaciones y líneas de transmisión. Son numerosas las oportunidades de asistencia en emergencias proporcionadas por los sistemas contiguos. 1.4.6 MEJORANDO LA FRECUENCIA En un sistema que opera independientemente, la frecuencia fluctúa continuamente en pequeñas amplitudes; en cambio cuando el mismo sistema esta Interconectado a un gran sistema, la frecuencia del sistema es más estable. La razón para tal comportamiento de la frecuencia es debido al hecho que cuando un sistema está operando independientemente, a un pequeño cambio de la carga es sentido por el sistema, en tanto que, si este sistema esta interconectado con uno o más sistemas, las pequeñas variaciones de carga en su propio sistema quedan pequeñas o despreciables comparadas a la carga total del sistema Interconectado. CAPITULO II PROGRAMACION DE LA GENERACION 2.1 INTRODUCCION En este capítulo se realiza una introducción al problema de la programación de generación de las centrales eléctricas. Con ese propósito, se revisan conceptos básicos asociados a los costos de generación y se plantean dos preguntas importantes: ¿Qué unidades generadoras van a estar en servicio en cada momento? ¿Cuánto debe generar cada unidad para minimizar los costos? 13 POWER SYSTEMS III Este problema, fundamental para el correcto funcionamiento de un sistema eléctrico teniendo en cuenta que en cada momento se debe atender la demanda más las perdidas en el sistema, es objeto de distintos planteamientos dependiendo del horizonte temporal y del objetivo concreto perseguido: Largo Plazo Planificación de mantenimientos Planificación de los recursos de generación térmica e hidráulica Corto-medio plazo Planificación de arranques y paradas de unidades térmicas Coordinación Hidrotermica a corto plazo Despacho económico En la anterior clasificación, el “despacho económico clásico” aparece como la herramienta básica que permite introducir una serie de conceptos utilizados en el resto de los problemas. Por ello, se estudiara con más detalle el “despacho económico clásico”, luego, a continuación se realiza una breve introducción a los problemas de la programación a corto plazo de las unidades térmicas (problema conocido como “unit commitment” o planificación de arranques y paradas) y de la utilización de los recursos hidráulicos o coordinación Hidrotermica. 2.2. DESPACHO ECONOMICO CLASICO El problema del “despacho económico clásico” consiste en determinar la potencia que debe suministrar cada unidad generadora en servicio para una demanda determinada PD, con el objetivo de minimizar el costo total de generación. Para ello, es necesario conocer los 14 POWER SYSTEMS III costos variables de los combustibles, los rendimientos térmicos de las unidades, la red de transmisión, etc. 2.2.1 CARACTERISTICAS DE LAS UNIDADES GENERADORAS La descripción de una unidad térmica -generadora comienza con la especificación de la cantidad de calor de entrada requerida para producir una cantidad de energía eléctrica como salida. Así, la característica Entrada – Salida de la unidad-generadora, tiene forma cuadrática convexa, como en la figura 2.1. En el eje de ordenadas esta la entrada de calor H [Btu/h] y en el eje de abscisas, la potencia de salida P [kW]. Así, la función cantidad de calor H es igual a la siguiente expresión: H = a + b P + c P2 [Btu/h] Multiplicando la cantidad de calor H por el costo de combustible se obtiene la función costo de combustible F [$US/h]. El costo total de producción incluye el costo de combustible, el consumo propio y el costo de operación - mantenimiento. Se asume que esos costos son un valor o porcentaje fijo del costo de combustible y generalmente se incluyen en la curva costo de combustible. H [Btu/h] F [$us/h] P F Pmax Pmin 15 SALIDA P (KW) POWER SYSTEMS III Fig. 2.1 Característica Entrada - Salida Esta información se obtiene, a partir de pruebas que se realizan al grupo turbina-generador, para varios niveles de potencia de salida (100%, 75% y 50%). La tasa de calor o Heat Rate (HR), se define como la relación entre la entrada de calor en Btu/h dividido por la potencia de salida en kW. HR = H/P [Btu/kWh] El Heat Rate es el reciproco de la eficiencia o rendimiento. Se observa en la figura 2.2, que la máxima eficiencia de la unidad se obtiene en el mínimo de la función HR, que se da para valores próximos a la potencia máxima. HR [Btu/Kwh] HR min P ef. Pmax. Pmin. Fig. 2.2 P (KW) Tasa de calor o Heat Rate El Costo Incremental de Combustible (IC) es igual a la derivada de la función costo. IC = dF/dP = b + 2c P [$US/kWh] El Costo Medio de Producción es igual a la división de la función costo total de producción por la potencia máxima de salida. Es decir: Costo Medio = F/P [$US/kWh] 16 POWER SYSTEMS III 2.2.2 CÁLCULO DEL HEAT RATE Una información importante, para el cálculo de las funciones costo es el dato del Heat Rate de la turbina, determinada en sitio, a partir de pruebas efectuadas al grupo turbinas a gasgenerador. En la figura 2.3, se observa, que los datos a ser tomados durante las pruebas son las siguientes: temperatura del aire de entrada al filtro de aire de la turbina (temperatura ambiente), presión atmosférica en el sitio, volumen de gas que ingresa a la cámara de combustión, potencia y energía activa de salida del generador, medida en bornes, etc. Filtro de aire V Ta, Pa G P, E Fig. 2.3 Esquema de medición de la prueba Ejemplo Calcule los Heat Rate de la unidad VH1 de la central Valle Hermoso, a partir de los siguientes datos medidos en las pruebas. Descripción Temperatura ambiente [°C] Presión atmosférica [mbar] Volumen del gas [pc] Poder calorífico inferior [Btu/pc] Potencia eléctrica [kW] Energía activa [kWh] VHE 16 745 125513 920 18830 9428 Consumo específico [Ce] Ce = V / E 17 POWER SYSTEMS III Ce = 125513 pc/9428 kWh = 13.31 pc/kWh Heat Rate en sitio HR = Ce * PCI HR = 13.31 [pc/kWh] * 920 [Btu/pc] = 12245 [Btu/kWh] Siendo, PCI el poder calorífico inferior del gas Heat Rate en condiciones ISO Ta = 16 °C = 60.8 °F HRISO = HRSITIO / FTH HRISO = 12245 [Btu/kWh]/1.01 = 12208 [Btu/kWh] Nota: El factor de corrección del heat rate por temperatura se obtiene a partir de las curvas entregadas por el fabricante de la turbina para ese efecto. PISO = PSITIO / (fT * fP) Los factores de corrección de la potencia por temperatura y presión atmosférica son respectivamente fT y fP,. fP = P [mbar] / 1.013 [mbar] Remplazando se obtiene la potencia eléctrica de salida de la maquina en condiciones ISO PISO = 18830 kW / (0.995 * 0.7354 ) PISO = 25733 [kW] 2.2.3 CÁLCULO DE LA FUNCIÓN COSTO DE COMBUSTIBLE La función costo de combustible (F), se determina a partir de las pruebas antes mencionadas, con la siguiente información: o Temperatura ambiente en [ºC] 18 POWER SYSTEMS III o Presión atmosférica del sitio en [mbar] o Poder calorífico inferior del gas [Btu/PC] o Costo del combustible en [$US/Btu] o Potencia de salida del generador en [kWh] o Heat Rate en [Btu/kWh] para tres estados de operación de la maquina, que son 100%, 75% y 50% de carga. La función consumo de combustible generalmente se representa como una función convexa cuadrática, de la forma, Hi = ai + bi PGi +ci PGi2 El consumo de calor o rendimiento térmico (Heat Rate), fue antes definido de la siguiente manera. HRi = Hi / PGi Luego, igualando con la expresión del consumo de combustible se obtiene, Hi = HRi x PGi = ai + bi PGi + ci PGi2 En esta ecuación cuadrática, son conocidos los rendimientos térmicos para los tres estados de carga mencionados y las potencias de salida respectivas, siendo solo incógnitas los coeficientes de la función (ai, bi, ci). Normalmente estos valores se presentan en una tabla expresada para diferentes temperaturas ambiente y potencias de salida. Pero lo más conveniente es conocer estos valores para condiciones ISO de operación, cuya conveniencia se verá en un ejemplo. 2.3. DESPACHO UNINODAL DE UNIDADES TÉRMICAS Dado un sistema uninodal de N unidades térmicas de generación, conectadas a una barra simple y suministrando energía eléctrica a una carga PC. 19 POWER SYSTEMS III En este análisis se considera un sistema eléctrico sin pérdidas de transmisión y en la figura 2.4, se observa el sistema uninodal, siendo F1 la función costo y PG1 la potencia eléctrica de salida del generador. F1 TG1 PG1 G F2 TG2 PG2 G F3 Carga PG3 TG3 G Figura 2.4 Despacho económico uninodal El costo total de operación del sistema uninodal es igual a la suma de los costos de operación de cada unidad de generación en [$US/h]. N FT Fi i 1 La restricción principal del sistema a ser cumplida es que la generación sea igual a la demanda N P i 1 Gi PC Entonces el despacho económico consistirá en encontrar el costo mínimo de operación del sistema, resolviendo un problema de optimización planteado de la siguiente manera: N min Ft Fi Función objetivo i 1 s.a. N Pc Pi Restricción de igualdad i 1 20 POWER SYSTEMS III Este es un problema de optimización con restricciones que para su mejor comprensión será resuelto por el “Método de los operadores de Lagrange”. Definimos la función de Lagrange: L FT Siendo, el operador de Lagrange y conocido también como el costo incremental de las unidades de generación, y la función puede ser definido de la siguiente manera N Pi Pc 0 i 1 La condición para el mínimo de la función es que dL 0 dPi dFi 0 dPi Luego se obtiene la “Ecuación de Coordinación” y es: dFi dPi Esta es la condición necesaria para la existencia de un punto de operación a mínimo costo para el sistema térmico de generación, es decir, que los costos incrementales de todas las unidades sean iguales. Condiciones de Kuhn Tucker Al problema de optimización debe agregarse los límites operativos de las unidades de generación. Es decir la potencia de salida de cada unidad debe ser mayor o igual que la potencia mínima permitida (por ejemplo el limite técnico) y menor o igual que la potencia máxima permitida en la unidad de generación. Luego el problema de optimización del despacho económico, se plantea de la siguiente manera. 21 POWER SYSTEMS III N min Ft Fi Función objetivo i 1 s.a. N Pc Pi Restricción de igualdad i 1 Pimin Pi Pimax Restricción de desigualdad Las condiciones de Kuhn Tucker complementan las condiciones del Lagrangiano para incluir las restricciones de desigualdad como términos adicionales. Así, las condiciones necesarias para el despacho económico sin perdidas son: d Fi d Pi d Fi d Pi d Fi d Pi para Pimin Pi Pimax para Pi Pimax para Pi Pimin 22 POWER SYSTEMS III Ejemplo 1 Dado un sistema uninodal de 3 unidades alimentando a una demanda de 52MW, determine a) la potencia de salida de cada unidad para obtener el despacho económico, b) el costo de operación de cada unidad, c) el costo de operación total del sistema y d) el Costo Incremental del sistema. Datos Unidad 1 2 3 H [Mbtu/h] H1 = 0.234 P12 +2.112 P1 +112.8 H2 = 0.0022 P22 +8.71 P2 +69.91 H3 = 0.1032 P32 +6.119 P3 +79.61 Pmin [MW] 12.63 11.29 12.16 Pmax [MW] 21.05 19.50 20.23 Donde H es la entrada de calor a la turbina y el costo del combustible es la potencia de salida de cada máquina es 1,76 ($US / MMBtu) Solución Multiplicando la entrada de calor por el costo del combustible obtenemos las funciones de costo de las unidades en $US/h. F1 = 0.412 P12 + 3.72 P1 +198.5 F2 = 0.0039 P22 + 15.33 P2 +122 F3 = 0.182 P32 + 10.77 P3 +140.11 Derivando respecto a la potencia obtenemos el costo incremental de combustible, aplicando la ecuación de coordinación y la ecuación de balance de potencia, resolvemos el sistema de ecuaciones siguiente. dF1/dP1 = 0.824 P1 + 3.72 = dF2/dP2 = 0.0078 P2 + 15.33 = dF3/dP3 = 0.364 P3 + 10.77 = P1 + P2 + P3 = 52 [MW] 23 POWER SYSTEMS III La solución del sistema es a) La potencia de salida para el despacho económico de unidades P1 15.92MW P2 19.39MW P3 16.98MW Se observa que todas las soluciones están dentro los rangos de operación establecidos para cada unidad en la tabla de datos. b) El costo de operación de cada unidad F1 = 362.14 [$US/h] F2 = 434.91 [$US/h] F3 = 370.38 [$US/h] c) El costo total de operación del sistema FT F1 F 2 F 3 1167.43 [$US/h] d) El costo incremental de combustible = 16.84 [$US/MWh] 24 POWER SYSTEMS III Solución grafica del problema 17.80 [$US/MWh] 17.40 17.00 16.60 16.20 15.80 15.40 15.00 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 P [MW] dF1/dP1 Figura 2.5 dF2/dP2 dF3/dP3 Costos incrementales iguales 2.3.1 MÉTODO DEL GRADIENTE El método del gradiente es un método iterativo de búsqueda de la solución, se inicia con dos valores de , un mejor valor de es obtenido por extrapolación, y el proceso continua hasta que ΔPi esté dentro de exactitud especificada. La ecuación de costo incremental, se puede escribir de la siguiente manera d Fi 2 c i Pi bi d Pi se despeja Pi, bi 2 ci La ecuación de balance de potencia en función de lo anterior Pi Ng bi PC i 1 2ci Ng f () Pi i 1 25 POWER SYSTEMS III Expandiendo el primer miembro de la ecuación en serie de Taylor de primer orden, alrededor del punto de operación (k) y despreciado los términos de orden mayor, resulta df (k) k f Δ PC dλ (k) o Δ ΔP (k) k Δk df dλ (k) ΔP k ng dPi i 1 d k ΔP k ng 1 2c i 1 de esta manera i k 1 k Δk Donde Ng ΔPk PC Pi(k) i 1 Este proceso continua hasta que ΔP k sea menor que una exactitud especificada. Ejemplo Las funciones costo de combustible para tres unidades térmicas son informadas F1 = 0.07020 P1 2 + 0.6336 P1+33.84 [12.63,21.05] F2 = 0.00387 P2 2 + 15.33 P2+122 [11.29,19.50] F3 = 0.18200 P3 2 + 10.77 P3+140.11 [12.16,20.03] 26 POWER SYSTEMS III Donde P1, P2 y P3 están en MW. La demanda total es Pc = 52 MW. Despreciando las pérdidas y los límites de los generadores, encontrar el despacho económico y el costo total en $/h usando el método del gradiente Costos incrementales dF1 0.1404P 1 0.6336 dP1 dF2 0.007744P 2 15.33 dP2 dF3 0.364P3 10.77 dP3 Se comienza la solución del problema con un valor inicial para l(1) (1) 16 Ng P i i 1 bi PC 2ci 16 0.6336 109.45 0.1404 16 15.33 86.56 0.1404 16 10.77 14.36 0.364 P1(1) P2(1) P3(1) Ng ΔP (k) PC Pi(k) 52 210.37 i 1 ΔP (1) 158.37 27 POWER SYSTEMS III Δ(k) Δ(1) ΔP (k) 1 2c i 158.37 1.14 1 1 1 0.1404 0.007744 0.364 ( 2 ) (1) Δ(1) ( 2) 16 1.14 14.86 14.86 0.6336 101.33 0.1404 14.86 15.33 -60.69 0.007744 14.86 10.77 11.24 0.463 P1(2) P2(2) P1(2) P1(2) P1max P1(2) P1max 21.05MW ΔP (2) 52 21.05 60.69 11.24 80.4 Δ(2) 80.4 1 1 0.007744 0.364 0.6096 (3) 14.86 0.6096 15.47 15.47 15.33 18.03MW 0.007744 15.47 10.77 12.91MW 0.364 P2(3) P3(3) ΔP(3) 52 21.05 18.03 12.91 0.01 Como ΔP(3) es menor que la tolerancia de 0.1 MW, se alcanza la convergencia del problema y el costo total de operación del sistema es FT 78.28 399.66 309.48 FT 787.42$us h 28 POWER SYSTEMS III DIAGRAMA DE FLUJO – METODO DEL GRADIENTE INICIO LEER PC , Fi O , 0.1 p (k ) P ( k ) 1 2ci Pi ( k ) bi 2ci p ( k ) PC Pi ( k ) ( k 1) ( k 1) ( k ) NO p (k ) SI Pi , Fi , , FT FIN 2.4 DESPACHO ECONÓMICO MULTINODAL DE UNIDADES TÉRMICAS En la figura 2.6 se muestra un sistema de N unidades térmicas de generación, suministrando potencia a una demanda, a través de una red de transmisión. 29 POWER SYSTEMS III Figura 2.6 Despacho económico multinodal A diferencia del despacho uninodal, en este caso se debe incluir las pérdidas de transmisión en el problema de optimización. N min Ft Fi Función objetivo i 1 s.a. N Pc PL PGi Restricción de igualdad i 1 Pimin Pi Pimax Restricción de desigualdad Definimos la función de Lagrange L FT , el mínimo de la función de Lagrange, hallamos, para: L Fi L 0 1 Pi Pi Pi Luego ordenando obtenemos la ecuación de coordinación para el despacho económico multinodal es: 30 POWER SYSTEMS III F i Pi 1 F P 1 L FPi i Pi Pi Siendo: PL = las perdidas increméntales de trasmisión Pi P 1 L = FNi es el factor de pérdidas o factor de nodo Pi 1 = FPi es el factor de penalización PL 1 Pi El efecto de las pérdidas del sistema se toma en cuenta en la función objetivo, penalizando al costo incremental de cada unidad generadora. Es decir, si las pérdidas aumentan para un incremento en la inyección de la barra i, la perdida incremental es positiva y el factor de penalización es mayor que la unidad. Un factor de penalización FPi > 1, significa que aumentar la generación, implica un aumento en las perdidas. Luego, el efecto del factor de penalización será aumentar el costo incremental de la unidad haciendo que parezca más cara, tal como se observa en la figura 2.7. Sin embargo, Un factor de penalización FPi < 1, significa que aumentar la generación, implica una disminución en las perdidas. Luego, el efecto del factor de penalización será dFi/dPi disminuir el costo incremental de la unidad haciendo que parezca más barata 22 20 18 16 14 12 10 Fpi > 1 Fpi < 1 8 10 12 14 16 18 20 22 P [MW] 2.7 Efecto del factor de penalización sobre el costo incremental 31 POWER SYSTEMS III Es más complicado resolver el conjunto de ecuaciones que incluyen a las pérdidas de transmisión. La solución puede plantearse por dos métodos: 1) Expresión matemática para el cálculo de las pérdidas de transmisión como función de la potencia de salida de cada generador, 2) Incorporar las ecuaciones del flujo de potencia al problema del despacho económico como una restricción de igualdad. 2.4.1 CALCULO DE LAS PERDIDAS POR EL MÉTODO DE LA MATRIZ B Se calcula las pérdidas de transmisión como una función de la potencia de salida de cada unidad de generación. PL = PT [B] P + PT Bo +Boo Donde: P = Es el vector de potencias de salida de cada generador en [MW] [B] = Matriz cuadrada de pérdidas de la misma dimensión de P Bo = Vector de la misma dimensión de P Boo = Constante La expresión de perdidas puede también escribirse PL P B i i ij Pj Bio Pi Boo j j Los coeficientes Bij son llamados coeficientes de pérdidas o coeficientes B. Se asume que estos coeficientes son constantes y calculados a partir de las condiciones de operación. La solución del problema del despacho económico consiste en minimizar el costo total de operación: Ng Ng i 1 i 1 min FT Fi a i b i Pi c i Pi2 Ng s.a. P P i 1 i C PL Pimin Pi Pimax 32 POWER SYSTEMS III Usando el multiplicador de Lagrange y agregando términos adicionales para incluir las restricciones de desigualdad, obtenemos: Ng Ng Ng L F λ P P P u m ax P P m ax u m in P P m in C T L i i i i i i i i 1 i 1 i 1 Las restricciones deben ser entendidas como: ui(max) = 0 cuando Pi < Pi(max) ui(min) = 0 cuando Pi > Pi(min) En otras palabras si la restricción no es violada, su variable u asociada es cero. La restricción únicamente queda activa cuando hay violación. El mínimo de la función se encuentra para las siguientes condiciones: L 0 Pi L 0 λ L Pi Pi m ax 0 ui m ax L Pi Pi m in 0 ui m in Las ecuaciones implican que Pi no se debería permitir que vaya mas allá de sus límites, y cuando Pi está dentro de sus límites ui(min) = ui(max) = 0 y las condiciones de Kuhn – Tucker quedan lo mismo que un Lagrangiano. La primera condición queda: FT P λ 0 L 1 0 Pi Pi P FT λ1 - L ; i 1,2,......N g Pi Pi 33 POWER SYSTEMS III Las perdidas incrementales de transmisión son PL 2 Bij Pj Bio Pi j 1 Remplazando los valores incrementales de costos y perdidas, se obtiene Ng bi 2ci Pi 2λ Bij Pj Boi λ λ j 1 o Ng b 1 ci Bii Pi Bij Pj 1 Boi i 2 λ λ j 1 j i Expresado matricialmente, se resuelve el sistema lineal de ecuaciones resultante c1 λ B11 B21 . . . B Ng1 B12 c2 B22 λ . . . . . . . . . . . . B Ng2 b1 1 B 01 P λ 1 b P 2 B2Ng 1 B02 2 . λ . . 1 . 2 . . . . . PNg bNg c Ng B NgNg 1 B0 Ng λ λ B1Ng 2.4.2 MÉTODO ITERATIVO El proceso iterativo se resuelve usando el método del gradiente, a partir de los valores iniciales de P i (k) siguientes: Pi(k) λ (k) (1 Boi ) bi 2λ (k) Bij Pj(k) j i 2(ci λ Bii ) (k) Sustituyendo 34 POWER SYSTEMS III Ng P i 1 (k) i PC PL(k) λ (1 Boi ) bi 2λ (k) Bij Pj(k) (k) Ng j i 2(ci λ Bii ) i 1 (k) PC PL(k) f λ PC PL(k) (k) f λ k PC PLk Se expande el lado izquierdo en serie de Taylor alrededor del punto l(k): f λ k Δλ k df λ dλ ΔP k df λ dλ Donde: Ng dPi dλ k i 1 y así: Ng k Δλ k PC Pl k k ΔP k dP dλi k ci 1 Boi Bii bi 2ci Bij Pjk 2 ci λ k Bii i 1 j i 2 λ k 1 λ k Δλ k Ng ΔP k PC PLk Pi k i 1 El proceso continua hasta que P(k) sea menor que la tolerancia especificada. Si se emplea una formula simplificada de pérdidas, Boi = 0, Boo = 0 y la expresión de Pi se reduce a: k Pi λ k b i 2 c i λ k Bii Y así también Pi i 1 λ Ng k Ng i ! ci Bii bi 2 ci λ k Bii Ejercicio 35 2 POWER SYSTEMS III Determinar el despacho económico de un sistema de tres unidades de generación que suministran energía a una carga de 190 MW. a) Despacho uninodal sin pérdidas y b) despacho con perdidas. Los datos para las unidades de generación son los siguientes: Unidad 1 2 3 H 0.005 P2 + 8.25 P + 312.5 0.005 P2 + 8.25 P + 112.5 0.005 P2 + 8.25 P + 50.0 Costo combustible 1.050 1.217 1.183 Pmin 50 5 15 Pmax 250 150 100 La formula simplificada de perdidas es PL = 0.000136 P1 + 0.000155 P2 + 0.001615 P3 2.5 UNIT COMMITMENT (CONCEPTO BÁSICO) El Unit Commitment consiste en la programación de arranques y paradas de unidades térmicas, determinando cuando están en servicio y cuanto generan en cada periodo. El objetivo es optimizar los costos de producción, teniendo en cuenta la evolución de la demanda a cubrir por las unidades térmicas a lo largo del horizonte de la programación. Si se supone que el horizonte de la programación es de 24 horas y que existen Ng unidades térmicas, el programa óptimo de generación se obtiene a partir de la solución del siguiente problema de optimización 24 Min A i Fi,t i 1 t 1 s.a. Ng Ng PC Pi,t i 1 i 1,......Ng Pi = [Pimin , Pimax] Donde 36 POWER SYSTEMS III Fi,t = costo de generación del generador i en la hora t Ai = costo de arranque y parada de la central Ejemplo Dos unidades térmicas de generación deben suministrar una demanda diaria que evoluciona según la siguiente curva de carga. P (MW) 250 180 120 0 10 18 24 t (hrs) Las funciones de costo son las siguientes F1 = 0.0005 P12 +6 P1 +300 [50, 200] F2 = 0.0010 P22 +6 P2 +500 [30, 150] Si los costos de arranque y parada de las unidades térmicas son de 100 $ y 200 $ respectivamente, determinar el programa optimo de generación de las unidades térmicas. La solución del problema, se plantea de la siguiente manera Ng 24 Min A i Fi,t i 1 t 1 s.a Ng PC Pi,t i 1 i 1,......Ng Bloque A: Demanda = 120 MW y 10 horas Se aplica la ecuación de coordinación del despacho económico sin perdidas y la ecuación de balance de potencia 37 POWER SYSTEMS III dF1 6 0.001P1 λ dP1 dF2 6 0.002 P2 λ. dP2 P1 P2 120 La solución del sistema es: P1 = 80 MW y P2 = 40 MW y el costo total es F1 + F2 = 783.2 + 741.6 = 1524.8 $/h Bloque A10 A01 A11 Demanda (MW) 120 120 120 Costo ($/h) 1027 1234 1525 Bloque B: Demanda = 180 MW y 8 horas Se aplica la ecuación de coordinación del despacho económico sin perdidas y la ecuación de balance de potencia dF1 6 0.001P1 λ dP1 dF2 6 0.002P2 λ. dP2 P1 P2 180 La solución del sistema es: P1 = 120 MW y P2 = 60 MW y el costo total es F1 + F2 = 1027.2 + 863.6 = 1890.8 $/h Bloque B10 B01 B11 Demanda (MW) 180 180 180 Costo ($/h) 1396 1891 Bloque C: Demanda = 250 MW y 6 horas Se aplica la ecuación de coordinación del despacho económico sin perdidas y la ecuación de balance de potencia 38 POWER SYSTEMS III dF1 6 0.001P1 λ dP1 dF2 6 0.002 P2 λ. dP2 P1 P2 250 La solución del sistema es: P1 = 166.67 MW y P2 = 83.33 MW y el costo total es F1 + F2 = 1314 + 1007 = 2321 $/h Bloque C10 C01 C11 Demanda (MW) 250 250 250 Costo ($/h) 2321 A partir de la siguiente tabla resumen se define la programación optima resultante del Unit Commitment 2.6. SISTEMAS HIDROTÉRMICOS La característica más evidente de un sistema con generación hidroeléctrica es poder utilizar la energía "gratis" que está almacenada en los embalses para atender a la demanda, evitando así gastos de combustible con las unidades termoeléctricas. Sin embargo, la disponibilidad de energía hidroeléctrica está limitada por la capacidad de almacenamiento en los embalses. Esto introduce una dependencia entre la decisión operativa de hoy y los costos operativos en el futuro. 39 POWER SYSTEMS III Figura 2.7 Sistema Hidrotérmico En otras palabras, si usamos hoy las reservas de energía hidroeléctrica, con el objetivo de minimizar los costos térmicos, y ocurre una sequía severa en el futuro, podría ocurrir un racionamiento de costo elevado. Si, por otro lado, preservamos las reservas de energía hidroeléctrica a través de un uso más intenso de generación térmica, y las afluencias futuras son altas, puede ocurrir un vertimiento en los embalses del sistema, lo que representa un desperdicio de energía y, consecuentemente, un aumento en el costo operativo. Esta situación está ilustrada en la Figura 2.8. Caudales Futuros Decisión húmedos Consecuencias Operativas OK Utilizar los Embalses secos Déficit húmedos vertimiento No Utilizar os Embalses secos Figura 2.8 OK Proceso de Decisión para Sistemas Hidrotérmicos 40 POWER SYSTEMS III Por lo tanto, a diferencia de los sistemas puramente térmicos, cuya operación es desacoplada en el tiempo, la operación de un sistema hidroeléctrico es un problema acoplado en el tiempo, es decir, una decisión operativa hoy afecta el costo operativo futuro. 2.7. PROGRAMACION HIDROTÉRMICOS La programación de las centrales hidroeléctricas y térmicas, problema conocido como coordinación hidrotermica se ha resuelto tradicionalmente de forma desacoplada de la programación de centrales térmicas, debido a las particularidades concretas de cada tipo de central. No obstante ambos problemas deben estar coordinados para satisfacer la demanda. La coordinación hidrotermica determina que parte de la demanda será cubierta con energía térmica, una vez conocida la energía hidráulica disponible. Luego el problema de optimización es: Función objetivo Balance energético Limites de generadores PHmin H ≤ P H ,t ≤ PHmax ; Energía embalsada disponible en el horizonte de programación VH = energía total disponible en [MWh] 41 POWER SYSTEMS III Fig.2.9 Variables asociadas a una central hidroeléctrica Donde: V= Volumen de agua embalsada en [hm3] A= Aportes externos en [hm3] D = Caudal excedente en [hm3/h] Q = Caudal utilizado por la central en [hm3/h] Ecuación para cada embalse: Vh,t = Vh,t -1 + Ah,t - Dh,t - Qh,t (Ph,t ) Donde: Vh, t = Volumen de agua en el embalse asociado a la central h en el intervalo y sujeto a límites: Vhmax ≥ V h, t ≥ Vhmin Ah,t = Aportes externos al embalse en el intervalo t, que se suponen conocidas Dh,t = Caudal vertido por el embalse en el intervalo t, que no es aprovechado para generación eléctrica. Puede estar sujeto a límites: Dhmax ≥ D h, t ≥ Dhmin Qh,t = Caudal medio utilizado por la central h en el intervalo t, con limites: Qhmin ≤ Q h, t ≤ Dhmax Luego, el caudal será función de la potencia media generada 42 Ph, t POWER SYSTEMS III Ejemplo. Una central hidroeléctrica tiene un embalse con una capacidad 3600 MWh/día y una potencia máxima de 600 MW. La curva de costo equivalente de un conjunto de centrales térmicas del sistema es: F = 0.0024· PT2+ 0.3· PT+ 3250 [$/h] Determine el programa óptimo de generación de la central hidráulica y el ahorro que se obtiene al utilizar la energía almacenada en el embalse. Pc[MWh] 3000 MW 2400 MWh 2500MW 600 MWh 1200 MWh P≤600MW 2000 MW 1900 MW 100 MW 3600 MWh 4h 1000 MW t[h] 8h 12h 24h Solución con unidades térmicas: Si toda la demanda fuera asumida por las centrales térmicas, el costo de generación de cada bloque, seria: PA = 1000 [MW] FA = 5950 [$/h] * 8 [h] = 47600 [$] PB = 2500 [MW] FB = 19000 [$/h] * 4 [h] = 76000 [$] PC = 2000 [MW] FC = 13450 [$/h] * 12 [h] = 161400 [$] El costo total de generación diario con las unidades térmicas es 43 POWER SYSTEMS III FT = FA + FB + FC = 285000 [$] Solución hidrotermica: La programación óptima de la central hidráulica se puede resolver planteando el siguiente problema de optimización. dt = Duración del tiempo en horas Las restricciones a cumplir Ecuaciones de balance → PDi = PHt = la potencia de la central hidráulica en cada intervalo (periodo). Limites generador → 0 ≤ PHt ≤ 600 Energía hidráulica disponible → 3600 = Bloque A: La central hidráulica no genera, entonces la generación es solo térmica PT = 1000 [MWh] El costo de operación del bloque A FA= 5950 [$/h ] x 8h = 47600 [$] Bloque B: La central hidráulica trabaja con una potencia media de PH = 600 MW, para una duración del bloque de 4 horas, la energía consumida es ETB = 2400 MWh, PH = 600 MW PT + PH = 2500 [MW] PT = 1900 [MW] El costo de operación del bloque B FB = 12484 [$/h]* 4h = 49936 [$] Bloque C: La energía hidráulica que queda para este bloque 44 POWER SYSTEMS III ETC= 3600 [MWh] – 2400 [MWh] =1200 [MWh] PH = 100 [MW], entonces PT = 1900 [MW] El costo de operación del bloque B FC = 12484 [$/h] * 12 h = 149808 El costo total diario FHT = FA + FB + FC = 247344 [$] El ahorro obtenido de la utilización de la energía hidráulica es FH - FHT = 37656 [$]. La energía almacenada en el embalse se utiliza para ´´RECORTAR`` la curva de demanda con el objeto de disminuir el costo de generación. 45 POWER SYSTEMS III CAPITULO III CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE POTENCIA 3.1. INTRODUCCION El objetivo de sistema eléctrico es proporcionar servicio eléctrico a los consumidores de manera económica y confiable. La confiabilidad de un sistema (dispositivos o equipos) puede entenderse como una medida del grado (una probabilidad) de desempeño satisfactorio del mismo, durante un periodo de tiempo deseado y bajo condiciones de operación especificadas. Aunque no es posible proporcionar total Confiabilidad debido a las fallas aleatorias de los equipos, el servicio puede aproximarse al 100 % de Confiabilidad, si se diseñan programas de mantenimiento adecuados y si existen inversiones en equipos redundantes y/o sistemas de respaldo. La redundancia de los sistemas es costosa, y por supuesto hay un conflicto entre servicio económico y confiabilidad. La definición de objetivos de Confiabilidad y la aplicación de criterios para alcanzarlos es esencial para: los estudios de planificación, diseño y operación confiable de los sistemas de generación y transmisión. La Confiabilidad de sistemas de potencia para efectos de análisis se describe por dos atributos funcionales muy importantes que son: Adecuación o suficiencia.Es la habilidad del sistema para atender los requerimientos totales de potencia y energía eléctrica de los consumidores, teniendo en cuenta las salidas planificadas y forzadas de sus componentes. 46 POWER SYSTEMS III Seguridad.Es la habilidad del sistema para soportar o resistir disturbios repentinos tales como cortocircuitos eléctricos, o la pérdida no esperada de sus componentes La teoría de probabilidades es necesaria para tratar matemáticamente el tema de la Confiabilidad y en Anexo se presentan algunas nociones útiles de la misma. 3.2. DESCOMPOSICIÓN FUNCIONAL Dada la importancia que cobra el análisis de confiabilidad en sistemas de potencia, se han desarrollado diferentes variantes, dependiendo del nivel de detalle que se requiera modelar y de los objetivos del mismo. Para ello, se definen tres niveles jerárquicos formado por combinaciones entre las partes funcionales del sistema, es decir, generación, transmisión y distribución, que puede apreciarse en la figura 3.1. Nivel jerárquico I: Sistema de generación En este caso, solo se toman en cuenta las fallas de las unidades de generación y se considera una red de transmisión de capacidad sin límites, es decir, siempre disponible y sin restricciones de transporte. Entonces equivale a considerar un despacho de generación uninodal, es decir, generación y demanda concentrada en un solo nodo. Por lo tanto, la solución del problema se reduce a la modelación del sistema de generación, tomando en cuenta sus costos, su disponibilidad y una adecuada previsión de la demanda futura. Nivel jerárquico II: Sistema de generación - Transmisión Este nivel de análisis es una extensión del anterior, entonces además de considerar el parque generador, se modela la red de transporte existente, asignándole tasas de falla y reparación y capacidades de transmisión. De esta manera la demanda puede ser distribuida espacialmente entre los distintos nodos del sistema. 47 POWER SYSTEMS III Figura 3.1 Generación Nivel I Transmisión Nivel II Distribución Nivel III Niveles jerárquicos de un sistema Debido al aumento en la complejidad y dimensionalidad del problema, se requieren herramientas de análisis más desarrolladas que en el nivel I, tanto en hardware como en software. Nivel jerárquico III: Sistema de generación – Transmisión - Distribución El análisis conjunto de las tres zonas funcionales que constituyen un sistema eléctrico es bastante complicado, por la interrelación que existe entre sus diversos componentes. Por ser mayormente radiales las redes de distribución, aguas debajo de la transmisión, se utiliza técnicas de análisis más eficientes que desacoplan los sistemas de generación-transmisión y distribución. 3.3. PERIODOS DE ESTUDIO EN ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD Los estudios de confiabilidad tienen ciertas variantes, en función de los objetivos y los horizontes de análisis considerados. En general se consideran tres periodos de tiempo, asociadas a tareas que se desarrollan en los sistemas de potencia: planificación de largo plazo, planificación de la operación y operación en tiempo real. Planificación de Largo Plazo El análisis que es realizado en este caso, considera un horizonte típico de 5 a 25 años. Por tal razón existe una incertidumbre importante asociada a la demanda prevista, a los costos de inversión y operación correspondientes al sistema. El objetivo fundamental de estos 48 POWER SYSTEMS III estudios es establecer de manera gruesa el tipo, dimensión e instante de puesta en servicio de un cierto equipo o instalación y, adicionalmente, la obtención de valores esperados de índices de confiabilidad que orienten de alguna manera los refuerzos o nuevas instalaciones a objeto de considerar restricciones de seguridad de servicio impuestas al sistema. Planificación de la operación El horizonte de análisis en este caso se extiende desde horas hasta típicamente un año, aunque ocasionalmente este límite puede ser ampliado hasta alrededor de 5 años. En esta situación, las instalaciones existentes se suponen conocidas y la decisión se reduce a la determinación de cuáles de estas instalaciones serán las que serán utilizadas para abastecer la demanda de los consumidores, respetando las restricciones de operación, mínimo costo, calidad de servicio, etc. Operación en tiempo real Corresponde a un análisis en tiempo real, evaluando la reacción de las instalaciones disponibles frente a cambios de demanda y capacidad de generación y la topología de la red de transmisión. El objetivo es minimizar el costo total, respetando las restricciones operativas y teniendo en cuenta las consideraciones relativas a la seguridad de servicio exigida al sistema de potencia. 3.4. CRITERIOS DE DECISIÓN E ÍNDICES DE RIESGO Los criterios de decisión consisten en adoptar un determinado nivel de confiabilidad y comparar con este los resultados obtenidos. Los valores que están debajo de este nivel representan soluciones inaceptables y serán necesarias nuevas inversiones. Los índices de riesgo más empleados son aquellos derivados de comparaciones probabilísticas a determinados instantes, entre: la potencia que el sistema puede ofrecer y la 49 POWER SYSTEMS III carga a ser abastecida. Los índices de riesgo estáticos pueden ser monoparamétricos o biparamétricos. Los primeros miden la confiabilidad del sistema por medio del valor esperado de una variable adecuada que indica el no aprovisionamiento de energía. Por ejemplo el valor esperado de la energía no suministrada en un año. Es decir, ellos proporcionan una medida del comportamiento promedio del sistema durante el periodo que es investigado, sin importar si la situación de riesgo corresponde a un único evento de larga duración o varios eventos de corta duración Los índices “biparamétricos” miden la posibilidad de no atender la carga y la frecuencia media en que esto ocurre. Entre los índices estáticos monoparamétricos conviene destacar los siguientes: a) Probabilidad de no atender la carga pico anual Este índice permite evaluar probabilísticamente, si el sistema está apto o no para atender la máxima demanda anual de potencia. Su valor numérico es calculado comparando las distribuciones de probabilidad de la carga pico anual y la capacidad disponible de generación, cuando la demanda máxima anual ocurre. b) Numero esperado de días en el año que la carga pico no puede ser atendida Este índice se calcula sumando las probabilidades de los días en el año que la carga pico diaria no puede ser atendida 365 R= P k 1 k [días/año] c) Valor esperado de energía no suministrada en el año Este índice representa la suma de los valores medios esperados en relación al corte de carga durante el año. Asumiendo que el diagrama de carga sea expresado en intervalos horarios, el índice representa el valor esperado de energía no suministrada a la carga. 50 POWER SYSTEMS III 365 C= E k 1 k [MWh/año] Entre los índices biparamétricos destacan: a) El número de horas consecutivas en las cuales la capacidad generadora es menor que el valor pico de carga (duración de la ocurrencia), y la frecuencia esperada de la ocurrencia. b) Valor esperado de energía no suministrada para cada ocurrencia ( alcance de la ocurrencia) y la frecuencia media de la ocurrencia. 3.4.1 PROCESOS DE CÁLCULO DE LOS ÍNDICES DE RIESGO Normalmente se usan dos métodos para el cálculo de los índices de riesgo, citados anteriormente. a) Métodos probabilísticos Cada elemento del sistema eléctrico debe ser representado por un modelo matemático que tenga características necesarias para poder evaluar el riesgo aplicando las leyes de probabilidades. Los métodos probabilísticos se usan ampliamente para evaluar la confiabilidad de la capacidad estática de generación. Entre los que se puede nombrar: el método de la probabilidad de pérdida de carga (LOLP = Loss of Load Probability) y el método de la frecuencia y duración (F & D). b) Simulación directa Si la evaluación de la confiabilidad debe tomar en cuenta cualquier variable aleatoria (carga, salida forzada de generadores, líneas, etc) que afecte el comportamiento del sistema, entonces el método directo de simulación es el más indicado, y es conocido como Método de Monte Carlo 51 POWER SYSTEMS III 3.5 TASA DE FALLA La tasa de falla en componentes eléctricos tiene generalmente el comportamiento mostrado en la figura 3.2. Por la forma de la curva, esta es conocida como curva en forma de bañera. h(t) Vida útil o Normal Envejecimiento Fallas Precoces t Figura 3.2 Función Tasa de Falla Se observa en la figura que existen tres regiones distintas. En la primera región se observa que los valores de h(t) son bien altos, decreciendo en seguida. Esto se debe al hecho que muchos elementos presentan defectos luego de su puesta en servicio. La segunda región es conocida como un periodo de funcionamiento normal, caracterizado por una tasa de fallas constante. El tercer periodo es el de envejeciendo donde la calidad del componente se va degradando. Esta característica de una tasa de falla constante, hace que la distribución exponencial sea ampliamente usada en estudios de confiabilidad de sistemas eléctricos. En este caso no depende de hace cuanto tiempo esta funcionando el equipo. 3.6. FUNCIÓN CONFIABILIDAD La función confiabilidad de un componente (objeto funcional) permite hallar la probabilidad de que esté funcionando en un instante t, y se expresa como una función exponencial R(t), donde λ es una tasa de falla constante. R(t) = e t . 52 POWER SYSTEMS III R(t) T Figura 3.3 t T+t Función confiabilidad exponencial Esta probabilidad es conocida como la Disponibilidad (D) del componente, que es la fracción de tiempo que el componente esta en operación. Por otra parte, la probabilidad de falla en el tiempo t puede ser expresada por la función Q(t), que es independiente del tiempo de operación anterior a la falla dentro el periodo útil. Q(t) = 1 – R(t) = 1 - e t Análogamente, se llama Indisponibilidad (I) a la fracción de tiempo que el componente esta fuera de operación, durante reparación o mantenimiento, o durante la operación de sustitución. La indisponibilidad representa la probabilidad de que el componente se encuentre fuera de operación, en un instante genérico. Obviamente D + I = 1, así, si el componente pasa el 95% del tiempo operando normalmente, entonces el 5% está en reparación o mantenimiento. 3.6.1. EVALUACIÓN DE LA CONFIABILIDAD DE SISTEMAS ELEMENTALES Los sistemas pueden estar constituidos por elementos conectados en serie, paralelo o combinación de estas formas. Asociación en serie: Un sistema serie puede estar formado de N componentes. Para que el sistema tenga suceso, cada componente debe tener suceso. R(X1) = p1 R(X2) = p2 R(Xn) = pn 53 POWER SYSTEMS III La probabilidad de que el sistema tenga suceso puede ser calculada como el producto de las probabilidades de suceso de cada componente. n Rs = R (X ) = R(X1)* R(X2)* R(X3)*……..* R(Xn) i i 1 Donde, Rs es la confiabilidad o probabilidad de suceso del sistema serie y R(Xi) es la confiabilidad o probabilidad de suceso de cada componente i-ésimo. La ecuación de Rs es conocida como la ley del producto de las confiabilidades. Asociación en paralelo: En un sistema paralelo, el sistema será llamado redundante si el éxito es alcanzado cuando solo uno de las unidades esta en servicio. R(X1) = p1 R(Xn) = pn La falla en el sistema ocurre si todas las unidades fallan. Así, la probabilidad de falla es n Qs = Q(X ) i i 1 Siendo, Qs y Q(Xi) las probabilidades de falla del sistema y del i-ésimo componente respectivamente. Entonces la confiabilidad o probabilidad de suceso del sistema también se expresa por n Rs = 1 - Q(X ) i i 1 54 POWER SYSTEMS III 3.7. CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE GENERACIÓN Históricamente, el análisis de confiabilidad de sistemas eléctricos fue primero aplicado a la generación, y posteriormente a la transmisión y distribución. La Confiabilidad de los sistemas eléctricos correspondiente a la generación requiere una capacidad de generación disponible mayor a la demanda. Es decir el excedente de generación es llamado Reserva del sistema, que puede ser estática o rotante. De esta manera la confiabilidad de la generación se estudia en dos ámbitos: la capacidad estática y la capacidad rotante. La reserva estática o reserva fría es la que permite un crecimiento de la demanda y la reserva rotante o reserva caliente es la que existe durante la operación horaria del sistema. En el caso de la confiabilidad de la capacidad estática, se considera una representación uninodal del sistema eléctrico con las unidades de generación y la demanda funcionando en régimen permanente. Se pretende determinar la probabilidad de que el sistema no sea capaz de atender el requerimiento de la demanda, por falla o mantenimiento de algunas unidades de generación. Esa información es utilizada para definir la capacidad de generación y asegurar un nivel de confiabilidad especificado, a su vez, para ejecutar proyecciones de la capacidad a ser instalada en el futuro (estudios de planificación). La evaluación de la confiabilidad de la reserva estática, puede calcularse por varios métodos disponibles, como ser: evaluación de la reserva porcentual, perdida de la unidad mas grande, métodos probabilísticos (probabilidad de salida de capacidad, probabilidad de pérdida de carga (LOLP), frecuencia y duración, etc. En el caso de la confiabilidad de la reserva rotante, se pretende determinar la probabilidad de que el sistema de generación sea capaz de atender a la carga, por falla en unidades generadoras, pero apenas durante el intervalo de tiempo necesario para poner en operación otras unidades, con las cuales se pueda atender la carga. 55 POWER SYSTEMS III 3.7.1. EVALUACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA PORCENTUAL El método más antiguo y más fácil para calcular la adecuación de la capacidad de generación es el método llamado margen de reserva porcentual. Este método calcula la capacidad de generación, que excede en un cierto porcentaje a la carga o demanda pico anual, comparando la capacidad total de generación instalada con la carga pico. Este criterio se basa en la experiencia de los márgenes de reserva requeridos, en el rango del 15% al 25% de la demanda solicitada. Sin embargo, hay desventajas en la aproximación de los porcentajes de reserva, porque, es insensible a la tasa de salida forzada y a consideraciones del tamaño de la unidad de generación. 3.7.2 MÉTODO DE LA PERDIDA DE LA UNIDAD MÁS GRANDE El método de la perdida de la unidad de generación más grande proporciona una mejora con relación al método anterior, porque refleja el efecto del tamaño de la unidad en los requerimientos de reserva. El margen de reserva requerido es calculado sumando el tamaño de la unidad más grande dividida por la carga pico, mas el valor de reserva constante. Ejemplo.- En un sistema de potencia, la unidad más grande es de 62 MW, los requerimientos de reserva son del 15% y la carga pico es de 672 MW. Calcule el margen de reserva. Margen de reserva = 15% + (62/1060)*100 = 20.85% Este método reconoce explícitamente el impacto de la salida de una única unidad, es decir, la perdida de la unidad más grande. Para considerar salidas simultáneas múltiples es necesario que se tome criterios probabilísticos. 56 POWER SYSTEMS III 3.7.3 MÉTODO DE LA PROBABILIDAD DE SALIDA DE CAPACIDAD POR FALLA El método de probabilidad de salida de capacidad se basa en la aplicación de las tablas de enumeración de estados, que permiten evaluar el nivel de riesgo en términos de probabilidad, de que una determinada cantidad de generación salga del sistema por falla. Ejemplo Un sistema de generación está formado por tres unidades cuyos datos de capacidad y tasa de falla se encuentran en la siguiente tabla y se consideran estáticamente independientes. UNIDAD CAPACIDA FOR DISP D A 50 0.05 0.95 B 100 0.07 0.93 C 200 0.10 0.90 SISTEM 350 A Combinando las posibles salidas de unidades y calculando la probabilidad de que ocurra construiremos la Tabla 1 de enumeración de estados. Figura 3.4: Diagrama de enumeración de estados para un sistema de tres unidades 57 POWER SYSTEMS III A partir del diagrama de árbol de la figura 3.4 se tiene que para el sistema de tres unidades hay 23 = 8 combinaciones posibles de unidades de generación en servicio y fuera de servicio: Entonces la tabla 1 de enumeración de estados es la siguiente. TABLA 1.- Enumeración de estados Unidades Capacidad en Capacidad fuera de MW fuera de en MW en servicio Servicio Probabilidad Exacta servicio Ninguna 0 350 R1*R2*R3 = 0.95*0.93*0 .90 = 0.79515 A 50 300 Q1*R2*R3 = 0.05*0.93*0.90 = 0.04185 B 100 250 R1*Q2*R3 = 0.95*0.07*0.90 = 0.05985 C 200 150 R1*R2*Q3 = 0.95*0.93*0.10 = 0.08835 A, B 150 200 Q1*Q2*R3 = 0.05*0.07*0.90 = 0.00315 A, C 250 100 Q1*R2*Q3 = 0.05*0.93*0.10 = 0.00465 B, C 300 50 R1*Q2*Q3 = 0.95*0.07*0.10 = 0.00665 A, B, C 350 0 Q1*Q2*Q3 = 0.05*0.03*0.10 = 0.00035 1.00000 De la tabla se extrae por ejemplo, la siguiente información: a) El valor de la probabilidad, en la cuarta columna es la probabilidad exacta de que la cantidad indicada de capacidad este fuera de servicio. b) La probabilidad de que todas las unidades están en servicio es de 0.79515 También puede interpretarse como que la central de generación puede suministrar 350 MW durante un 79.515% del año, es decir 0.79515*365 días = 290.23 días/año. c) Consideremos la posibilidad de no ser capaces de suministrar una demanda de 220 MW. Desde que la capacidad del sistema de tres unidades es 350 MW, la carga no 58 POWER SYSTEMS III podría ser suministrada sí (350-220=) 130 MW de capacidad o más están fuera de servicio. De acuerdo a la Tabla 1, la probabilidad de 130 MW o más fuera de servicio es: (.08835 + .00315 + .00465 + 00665 + .00035) = 0.10315 Siendo que el cálculo de la probabilidad de suministro a la demanda requiere una evaluación de los MW o más de salida, puede entonces escribirse como una tabla de salida acumulada. La probabilidad acumulativa, en la segunda columna de la tabla es la probabilidad de encontrar una cantidad de capacidad fuera de servicio igual o mayor a la capacidad indicada. En las tablas 1 y 2, se observa que las probabilidades exacta y acumulativa aumentan al ser menor la capacidad fuera de servicio. Es decir, es poco probable que en un sistema exista una gran cantidad de generación fuera de servicio por falla. TABLA 2.- Probabilidad acumulada de salida x MW ó Probabilidad de x más MW de salida ó más de salida 0 1.0 50 .20485 100 .16300 150 .10315 200 .10000 250 .01165 300 .00700 350 .00035 59 POWER SYSTEMS III En el ejemplo anterior las unidades eran de capacidades y tasas de falla diferentes, entonces el método más adecuado para calcular la confiabilidad del sistema es el de “enumeración de estados”. Para el caso en que las unidades de generación tengan características idénticas de capacidad y tasa de falla, puede aplicarse el concepto de la “distribución binomial” para determinar la confiabilidad del sistema. Entonces la probabilidad de tener x unidades en servicio se obtiene de la siguiente expresión. Px = n! px qnx!(n x)! Donde: p es la probabilidad de suceso, q es la probabilidad de falla, x es el número de unidades en servicio y (n-x) es el número de unidades fuera de servicio. Como es conocido, los coeficientes de este polinomio pueden también obtenerse a partir del triangulo de Pascal Ejemplo Una pequeña central de generación debe satisfacer una demanda de 10 MW con cuatro unidades de 3.33 MW. La tasa de salida para todas las unidades (FOR) es del 3 %. Calcular la confiabilidad del sistema. Solución: Se determina la tabla de probabilidad de capacidad en falla, aplicando el concepto de distribución binomial. Unidades fuera Generación fuera (MW) Capac.disponible (MW) Probabilidad 0 0.00 13.33 P4 0.88529281 1 3.33 10.00 4p3q 0.10952076 2 2 2 6.66 6.66 6p q 0.00508086 3 10.00 3.33 4pq3 0.00010476 4 13.33 0.00 q4 0.00000081 60 POWER SYSTEMS III La tabla brinda información interesante como: 1) existe el 88.53% de probabilidad de que todas las unidades están servicio. 2) existe una probabilidad del 10.95% de que una unidad este fuera de servicio, etc. 3.7.4. MÉTODO DE LA PROBABILIDAD DE PERDIDA DE CARGA (LOLP) En este método de confiabilidad del sistema se evalúa en términos de la perdida de carga o esperanza de la perdida de carga. En la figura 3.5 se observa que existirá una pérdida de carga cuando la capacidad de generación sea menor que el nivel de carga del sistema, en otras palabras el sistema pierde confiabilidad. Esta condición puede darse en el caso de una salida de generación por falla y que el margen de reserva no sea suficiente para cubrir esta contingencia. Figura 3.5 Capacidad disponible y curva de carga Curvas de probabilidad de carga El grafico de la figura 3.6 representa una curva de duración de carga, que tiene en la ordenada la carga expresada como el porcentaje del valor máximo tomado como 100%, en la abscisa el porcentaje de tiempo durante el cual el valor de la carga (correspondiente al 61 POWER SYSTEMS III valor de la ordenada) es igualado o superado. Dicho de otra manera, la carga iguala o supera el valor D durante tk(%) del tiempo. Donde, Pk es la probabilidad de una salida de capacidad igual a Lk y tk es el número de unidades de tiempo en el intervalo que se estudia en que una salida de magnitud Lk puede causar una pérdida de carga. Se observa también la relación entre la capacidad instalada de generación, la demanda del sistema (curva de duración de carga) y la reserva estática. Figura 3.6 Relación entre capacidad instalada, demanda y reserva estática La probabilidad de pérdida de carga LOLP o la perdida de carga esperada se calcula a través de la siguiente expresión, n Ep(t) Pk t k k 1 62 POWER SYSTEMS III Normalmente el periodo de estudio es un año y se utiliza la curva de duración de carga de picos diarios de carga y el resultado de la perdida de carga esperada se expresa en dias/año. El reciproco de este valor en años por día se utiliza con frecuencia como un índice de confiabilidad. Ejemplo Sea un sistema de generación de 5 unidades de 40 MW y con tasa de falla de 0.01, que debe alimentar una demanda cuya curva de duración de carga (picos diarios) es conocida y se observa en la figura 3.7. La capacidad máxima de 160 MW corresponde al 100% y la carga mínima es del 40 %. Determine la esperanza de pérdida de carga. 100 160 40 64 MW % Figura 3.7 Curva de duración de carga de picos diarios (aproximación lineal) Aplicando el concepto de distribución binomial construimos la tabla de probabilidad de capacidad fuera. Unidades Fuera Capacidad fuera Probabilidad (MW) 0 0 P5 = 0.950991 1 40 5p4q = 0.048029 2 80 10p3q2 = 0.000970 3 120 10p2q3 = 0.000009 4 160 5pq4 < 10-6 5 200 Q5 < 10-6 63 POWER SYSTEMS III Luego a partir de la curva de duración de carga se determina el tiempo tk que no es posible atender la demanda. Aplicamos el concepto de semejanza de triángulos para este cálculo: 100 t120 100 120- 64 160 64 t120 = 41.67 % 100 t 80 100 80- 64 160 64 t80 = 83.33 % Con estos valores se calcula la perdida de carga esperada en la siguiente tabla: Capacidad fuera (MW) Capacidad disponible (MW) Probabilidad Tiempo total LOLP tk (%) Probabilidad de pérdida de carga 0 200 0.950991 0 - 40 160 0.048029 0 - 80 120 0.000970 41.67 0.0404199 120 80 0.000009 83.33 0.0007499 Ep(t) = 0.0411699 Sumando los resultados de la última columna de la tabla, se obtiene la probabilidad de pérdida de carga es 0.0412 % para una capacidad total de 200 MW y una carga máxima de 160 MW. La misma probabilidad puede ser expresada en días/año u Hrs / año. Luego, LOLP = 0.0004117 * 365 días/año = 0.15 días/año que en media el sistema experimenta perdida de carga. El inverso de este valor representa un índice: 1/0.15 = 6.65 años / días, en media, entre dos ocasiones sucesivas que el sistema experimenta perdida de carga. Del ejemplo se puede interpretar que para el sistema de 5 unidades de 40 MW y FOR de 3%, la Probabilidad de 64 POWER SYSTEMS III Perdida de Carga (LOLP) por salida de capacidad es de 0.15 días/año cuando la demanda máxima es igual a 160 MW. De lo anterior se puede extender al concepto de Índice de Confiabilidad o Índice de Riesgo, que es un cierto valor de referencia que servirá para medir la confiabilidad del sistema. Por ejemplo si el “Índice de Confiabilidad o de Riesgo” para el sistema fuera de 0.3 días/año, entonces el resultado encontrado de 0.15 días/año al ser menor, significa que la capacidad de generación del sistema para atender una demanda máxima de 160 MW es satisfactoria. Ejercicio Analizar la confiabilidad del sistema anterior para los próximos cuatro años, si el crecimiento de la demanda es del 5% y el índice de riesgo es de 0.3 días/año. Cuales serian las medidas correctivas a tomar en caso de que no satisfaga?. Elabore un cuadro con los resultados. Ejemplo Una pequeña central de generación debe satisfacer una demanda de 10 MW y con factor de carga del 100%. Se estudian cuatro alternativas: 1) una unidad de 10 MW, 2) dos unidades de 10 MW, 3) tres unidades de 5 MW, 4) cuatro unidades de 3.33 MW. La tasa de salida para todas las unidades (FOR) es del 3 %. Siendo que las unidades son del mismo tamaño y tienen el mismo FOR, se puede usar la distribución binomial para determinar la confiabilidad de cada una de las alternativas, es decir a través de la siguiente expresión. Px = n! px qn-x x!(n x)! Donde: p es la probabilidad de suceso, q es la probabilidad de falla, x es el número de unidades en servicio y (n-x) es el número de unidades fuera de servicio. Como es conocido, los coeficientes de este polinomio pueden también obtenerse a partir del triangulo de Pascal 65 POWER SYSTEMS III Solución Para analizar cada una de las alternativas se construirán las tablas de probabilidad de salida de capacidad Alternativa 1: Central de una unidad de 10 MW La solución de esta alternativa es trivial. Alternativa 2: Central de dos unidades de 10 MW Unidades fuera Generación fuera (MW) Capacidad disponible (MW) Probabilidad 0 0 20 P2 0.9409 1 10 10 2pq 0.0582 2 20 0 q2 0.0009 Alternativa 3: Central de tres unidades de 5 MW Unidades fuera Generación fuera (MW) Capacidad disponible (MW) Probabilidad 0 0 15 P3 0.912673 1 5 10 3p2q 0.084681 2 10 5 3pq2 0.002619 3 15 0 q3 0.000027 Alternativa 4: Central de cuatro unidades de 3.33 MW Unidades fuera Generación fuera (MW) Capacidad disponible (MW) Probabilidad 0 0.00 13.33 P4 0.88529281 1 3.33 10.00 4p3q 0.10952076 2 2 2 6.66 6.66 6p q 0.00508086 3 10.00 3.33 4pq3 0.00010476 4 13.33 0.00 q4 0.00000081 66 POWER SYSTEMS III La información de estas tablas nos proporciona indicaciones de las probables deficiencias de capacidad en cada planta pero lamentablemente no indican los meritos de confiabilidad relativa. En este punto, se puede efectuar una comparación de las alternativas a partir de la confiabilidad relativa expresada por el LOLP y el costo de cada central. En la siguiente tabla se presenta los resultados. Alternativa Capacidad planta (MW) LOLP LOLP 1 10.00 0.0300000 10.95 1.00 2 20.00 0.0009000 0.33 2.00 3 15.00 0.0026460 0.97 1.50 4 13.33 0.0051864 1.89 1.33 (dias/año) Costo de inversión Nota: Para el caso de una carga con factor de carga del 100%, una pérdida de generación mayor que su margen de reserva de capacidad, implicara una pérdida de carga con una probabilidad igual a uno. 3.8. EVALUACIÓN DE LA RESERVA DE GENERACIÓN EN GIRO Para mantener un nivel adecuado de confiabilidad en la operación de un sistema, se requiere dejar algunas unidades con una potencia por debajo de su óptimo, es decir dejando una cierta cantidad de reserva en giro en cada unidad. La magnitud de la reserva en giro o reserva rodante, debe ser suficiente para satisfacer los cambios no previstos en la carga del sistema, sin perjudicar la frecuencia y protegiendo al sistema contra una posible salida de generación, por que las unidades deberán activar su reserva. 67 POWER SYSTEMS III La cantidad de reserva rodante depende de varios factores, de los cuales uno de los más importantes es el nivel de confiabilidad deseado. Actualmente en Bolivia este margen de reserva para tres bloques horarios es: Bloque Horas Reserva (%) Alto 18:00 a 22:00 9 Medio 08:00 a 17:00 y 23:00 a 24:00 14 Bajo 01:00 a 07:00 19 Otros factores que pueden modificar el margen de reserva real de capacidad de generación son: Esquema de Alivio de Carga (EDAC): Consiste en un esquema de desconexión de carga mediante relés de sub frecuencia instalados en el sistema. En nuestro país, este esquema está dividido en 10 etapas de sub frecuencia, haciendo un total de 30% de la carga; dos etapas de gradiente de frecuencia, desconectando un 13% de la carga; y finalmente dos etapas de restitución. Disminución de la carga mediante la reducción de la tensión en los nodos de carga del sistema, mediante la desconexión de bancos de capacitores shunt y el cambio de taps en algunos transformadores. La utilización de cualquiera de estos factores resulta en una reducción del nivel de confiabilidad del sistema en su operación. 3.9. CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN En sistemas de transmisión los índices de confiabilidad utilizados son: el número medio de fallas por año, la duración media de una falla, las horas totales de interrupción por año, etc. 68 POWER SYSTEMS III En el tratamiento más simple del problema, se considera las probabilidades de falla de la línea y por aplicación de los teoremas de probabilidades, se obtiene la probabilidad de interrupción de la transmisión en varios puntos del sistema. Se puede también calcular la frecuencia y la duración de las interrupciones en varios puntos del sistema asociados a la carga. Todos los métodos presuponen que las líneas sean estadísticamente independientes. A través del siguiente ejemplo se presentara el cálculo de la confiabilidad de un sistema de transmisión. B C L1 L3 L2 L4 3.9.1 MÉTODO DE LAS PROBABILIDADES Se calcula la confiabilidad del sistema utilizando la información de la indisponibilidad de las líneas de transmisión como probabilidad de que están fuera de servicio. Calculo de la probabilidad de falla de la carga B B L5 L4 L3 69 POWER SYSTEMS III El equivalente del paralelo de L1 y L2 es L5. La probabilidad de falla de L5 es q5 = q1 * q2 Luego la probabilidad de falla de la carga B es qB = (q1 * q2)*(q3 +q4) qB = (4.28 E-4 * 4.28 E-4)*(8.56 E-5 + 5.1 E –4) = 1.097 E –10 Calculo de la probabilidad de falla de la carga C qC = [( q1*q2) + q3]*q4] qC = [ (4.28 E –4* 4.28 E –4)+ 8.56 E –5 ] * 5.13 E –4 qC = 4.4973 E –8 3.9.2 MÉTODO DE LA FRECUENCIA Y DURACIÓN Tiempo medio para la falla El comportamiento de un componente reparable a lo largo del tiempo, en régimen permanente, puede ser ilustrado gráficamente en la siguiente figura. Periodo genérico Tiempo de operación Tiempo de reparación Operación Repara||ción Tomando la media de los tiempos de operación, se verifica que coincide con el tiempo medio para la falla, MTTF (Mean time to failure) expresado de la siguiente manera 70 POWER SYSTEMS III MTTF = R (t ) dt 0 Donde R(t) es la función de confiabilidad que obedece a una distribución exponencial R(t) = e t Remplazando MTTF = e - t dt 0 MTTF = 1/ Es decir, la tasa de falla es inversamente proporcional al tiempo medio de vida. Ejemplo Un componente que falla en media, cada 2 años (MTTF = 2 años) tiene una tasa de incidencia de falla de = 0.5 fallas/año. Tiempo medio de reparación Suponemos que el tiempo para la reparación de la falla puede también ser considerado como una variable aleatoria, con cierta distribución. La media de esta nueva variable aleatoria es llamada Tiempo medio de reparación, o MTTR (Mean time to repair). La suma MTTF + MTTR constituye el ciclo o periodo medio del desempeño del objeto, y es llamado Tiempo medio entre fallas o MTBF (Mean time between failures). MTBF = MTTF + MTTR Disponibilidad Como la disponibilidad D del equipo u objeto funcional es una fracción del tiempo que está en operación, resulta D= MTTF MTTF MTTF MTTR MTBF Como la indisponibilidad I del equipo es una fracción del tiempo que esta fuera de operación, resulta 71 POWER SYSTEMS III I= MTTR MTTR MTTF MTTR MTBF Entonces se considera la disponibilidad D como la confiabilidad R del equipo funcionando en régimen permanente. R=D= MTTF MTBF Recordamos que el tiempo medio de falla es igual a la siguiente expresión MTTF = 1/ Donde es él número medio de fallas por unidad de tiempo. Si se supone que los tiempos de reparación también obedecen a una distribución exponencial, con parámetro , resulta la siguiente expresión MTTR = 1/ Donde es el número medio de reparaciones por unidad de tiempo. Tomado en cuenta estas dos últimas expresiones resulta que la disponibilidad es R=D= De forma similar, la indisponibilidad del equipo es I= 3.9.3. EVALUACIÓN DE LA CONFIABILIDAD DE SISTEMAS ELEMENTALES Ejemplo Dado el siguiente sistema de elementos reparables y estadísticamente independientes, calcular la confiabilidad del sistema. 72 POWER SYSTEMS III B A C Se conoce de los equipos la siguiente información: A = 0.2 fallas/año MTTRA = 2 días B = C = 0.1 fallas/año MTTRB = MTTRC = 7 días Calculamos los tiempos medios para la falla MTTFA = 1/A = (1/0.2)*año = 1825 días MTTFB = 1/B = (1/0.1)*año = 3650 días MTTFC = 1/C = (1/0.1)*año = 3650 días A partir de los tiempos medios de falla podemos calcular la confiabilidad o disponibilidad de cada uno de los equipos del sistema RA = D A = MTTF 1825 0.998905 MTTF MTTR 1825 2 RB = RC = MTTF 3650 0.99808 MTTF MTTR 3650 7 Luego la confiabilidad o disponibilidad del sistema es R = RA * (RB + RC - RB RC) R = 0.998905 * ( 0.99808 + 0.99808 - 0.99808 * 0.99808 ) R = 0.9989 73 POWER SYSTEMS III Ejercicio Calcule la disponibilidad para el siguiente sistema B C A D Se conoce de los equipos la siguiente información: A = D = 0.2 fallas/año B = C = 0.1 fallas/año MTTRA = MTTRB = MTTRC = MTTRD = 10 días 74 POWER SYSTEMS III ANEXO NOCIONES DE PROBABILIDADES A.1 DEFINICIÓN DE PROBABILIDAD La probabilidad P(A) de un evento A es la frecuencia relativa con la cual este evento A ocurre en una serie continua de tentativas bajo condiciones constantes. Entonces, P ( A) NA n Siendo P (A) una estimación de P(A), NA el número de veces en que el evento A ocurre en n tentativas. Axioma.- Si 0 NA 1 para todo n, entonces cumple que 0 P( A) 1 es para todo y n cualquier A. Ejemplo 1.Una turbina a gas arranca exitosamente 98 veces de 100 intentos. Cuál es la probabilidad de que esta turbina arranque exitosamente. P ( A) 98 0.98 100 A representa el evento “turbina arranca con éxito” y su probabilidad es del 98%. Eventos independientes.- Dos eventos son independientes si la ocurrencia de uno no afecta la ocurrencia de un segundo. Eventos mutuamente excluyentes.- Si un evento excluye la ocurrencia de un segundo evento, entonces ellos son mutuamente excluyentes. A.1.1 PROPIEDADES DE PROBABILIDADES Ocurrencia simultanea.- La ocurrencia simultanea de dos o más eventos independientes es igual al producto de sus probabilidades. 75 POWER SYSTEMS III P(A∩B) = P(A)*P(B) Unión de eventos mutuamente excluyentes.P(AUB) = P(A) + P(B) Unión de eventos no excluyentes.P(AUB) = P(A) + P(B) – P(A)*P(B) Probabilidad condicional.- Si la ocurrencia de un evento es condicionalmente dependiente de uno o más eventos mutuamente excluyentes, luego la probabilidad del evento A es P(A) = P(AB)*P(B) Siendo P(A│B) la probabilidad condicional para el evento A dado que sucede el evento B. A.2 VARIABLES ALEATORIAS CONTINUAS Una variable aleatoria X es una función que asigna un numero real a cada punto del espacio muestral S. S s X(s) R Figura 3.2 Variable aleatoria X(s) Por tanto, una variable aleatoria mapea los resultados de un experimento aleatorio en la recta real. Ejemplo 2.- Analizar el caso del lanzamiento de una moneda. En el dominio del espacio muestral hay solo dos elementos: cara y escudo, cuyas imágenes a través de la variable aleatoria X son: X(cara) = 1, X(escudo) = 0. 76 POWER SYSTEMS III De manera similar la probabilidad puede ser encarada como una función – conjunto, más específicamente una regla de pertenencia, que atribuye un numero real entre 0 y 1 a un conjunto de puntos en S. P(A) = p = p {s: X(s) = x} Su Dominio es un conjunto de eventos de un experimento aleatorio y su conjunto Imagen se restringe al intervalo entre 0 y 1. Se puede interpretar p como siendo la probabilidad de que la variable aleatoria X tome el valor x. S Ax s X(s) 0 1 Función probabilidad A.3 FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN La función de Distribución de probabilidad de la variable aleatoria X se define como la probabilidad del suceso {X ≤ x} F(x) = P({X ≤ x}) para - ∞ ≤ x ≤ ∞ R S F(x) R 0 Funcion de distribucion 77 1 POWER SYSTEMS III Ejemplo 3: Analizar los tres lanzamientos de una moneda. Sea X la variable aleatoria que cuenta el numero de caras en cada punto s del espacio muestral. El numero de combinaciones posibles en las salidas de la moneda es 2 3 = 8, siendo cara = C y escudo = E. s X(s) P(X) CCC 3 P(x = 3) = 1/8 CCE 2 P(x = 2) = 3 (1/8) = 3/8 CEC 2 P (x = 1) = 3 (1/8) = 3/8 CEE 1 P (x = 0) = 1/8 ECC 2 ECE 1 EEC 1 EEE 0 Esta tabla puede evolucionar para X ≤ x, de donde se puede extraer F(x) x -1 0 1 2 3 4 P(X ≤ x) 0 1/8 4/8 7/8 1 1 A.3.1 FUNCIÓN DENSIDAD DE PROBABILIDAD Para variables aleatorias continuas la función densidad de probabilidad es f(x) = d F (x ) dx donde x x d F ( x) F (t ) dt F (t ) dt dt A3.2 ESPERANZA MATEMÁTICA Siendo X una variable aleatoria, se observo que para describir completamente el comportamiento probabilístico de X se debe especificar la función f(x) 78 POWER SYSTEMS III Frecuentemente se requiere un número, en vez de una función, que ofrezca el máximo de información a cerca de la variable aleatoria, más concretamente donde se encuentra el centro de la distribución. El numero más importante y útil para la localización del centro de la distribución de X es la Esperanza o Media E(x). E(X) = x f ( x) dx Caso función continua E(X) = x i Caso función discreta P( x i ) i A.3.3 VARIANZA Ella permite visualizar el grado de dispersión de los puntos de una distribución en relación a la media, indicando si la misma es concentrada (pequeña varianza) o dispersa (gran varianza). La varianza puede ser calculada a partir de la expresión Var(X) = E(X2) – [E(X)]2 A.4 DISTRIBUCIÓN BINOMIAL Existen algunos experimentos que consisten de repeticiones de tentativas independientes, cada una de ellas con dos salidas posibles. En tentativas de un experimento, la distribución de las dos clases de salidas posibles es discreta y del tipo binomial. Sea: p = probabilidad de suceso q = probabilidad de falla = 1 – p La probabilidad de exactamente x sucesos en x tentativas es px y de (n-x) fallas en (n-x) tentativas es qn-x = (1 – p)n-x. El número de veces en que pueden ocurrir exactamente x sucesos y (n-x) fallas es C xn n! x! (n x)! Entonces la probabilidad de exactamente x sucesos en n tentativas será 79 POWER SYSTEMS III Px = n! px qn-x x!(n x)! El experimento tendrá que tener cuatro propiedades para que la distribución binomial sea aplicable. a) Número fijo de tentativas b) Cada tentativa debe resultar en un falla o en un suceso c) Todas las tentativas deben tener idéntica probabilidad de suceso d) Todas las tentativas deben ser independientes El valor esperado de una variable aleatoria distribuida binomial es E(X) = np = Nº tentativas * probabilidad de ocurrencia La varianza de una distribución binomial es dada por la siguiente expresión Var(X) = npq Ejemplo 4.- En una central hidroeléctrica existen 5 generadores de 100 MVA cada una y tienen una probabilidad de 0.98 de estar en servicio. Cuál es la probabilidad de que uno de ellos este fuera de servicio?. La probabilidad de que cuatro estén en servicio es 5! 0.984 0.025 - 4 4!(5 4)! P4 = 0.0922 P4 = Luego la probabilidad de que una unidad este fuera de servicio es del 9.22%. A.5 DISTRIBUCIÓN EXPONENCIAL Una variable aleatoria continua 0 ≤ X ≥ ∞ tiene una función de distribución exponencial cuando es de la forma F(t) = P(X ≤ t) = 1 – e – l t 80 para 0 ≤ t ≥ ∞ POWER SYSTEMS III Siendo l una constante positiva La función densidad de probabilidad puede calcularse con la expresión f(t) = dF(t)/dt = l e – l t para 0 ≤ t ≥ ∞ La media de una variable aleatoria X con la distribución exponencial puede calcularse con la siguiente expresión E(X) = t f(t) dt 0 E(X) = te t 0 E(X) = 1/λ La varianza Var(X) = 1/λ2 81 dt POWER SYSTEMS III CAPITULO IV SEGURIDAD DE SISTEMAS DE POTENCIA 4.1. LA SEGURIDAD EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA La seguridad de un Sistema Eléctrico de Potencia corresponde a la habilidad del mismo para soportar perturbaciones imprevistas, pero probables de ocurrir, disminuyendo a un mínimo las interrupciones de energía y manteniendo la mayor calidad de servicio. Su incumplimiento podría provocar serios problemas en el sistema. La Seguridad de Sistemas puede dividirse en tres grandes funciones que son ejecutadas por los Centros de Control o de Despacho de Carga: 1. Monitoreo del Sistema 2. Análisis de Contingencias 3. Flujo de Potencia optimo con restricciones de seguridad La función de Monitoreo del Sistema proporciona a los operadores de los sistemas de potencia información actualizada de las condiciones del sistema. Esta es la función más importante de las tres, porque, a través de sistemas de telemetría, permite tener lecturas de voltajes, flujos de potencia, frecuencia, posición de taps de transformadores, generadores fuera de servicio y el estado de interruptores. Toda esta información es procesada con ayuda de computadoras. La estimación de estados es a menudo usado en tales sistemas para procesar los datos tele medidos para producir la mejor estimación ( en un sentido estadístico) de las condiciones del sistema de potencia o del estado del sistema. Tales sistemas son usualmente combinados con el control y supervisión del sistema que permite a los operadores controlar remotamente la operación de interruptores y taps de transformadores. Esto normalmente está relacionado a los sistemas SCADA. La segunda función de seguridad es el Análisis de Contingencias, que permite operar al sistema defensivamente. Los modernos centros de control y operación cuentan con programas de análisis de contingencias que modelan y analizan posibles problemas en el sistema, y son usados para estudiar salida de componentes y alertar a los operadores sobre 82 POWER SYSTEMS III potenciales sobrecargas o voltajes fuera de límites. La forma más simple para un análisis de contingencias se realiza con ayuda de un programa estándar de flujos de carga. La tercera función de seguridad es el Flujo de potencia optimo con restricciones de seguridad, que combina el análisis de contingencias con el flujo de potencia optimo, que busca que cambios hacer al despacho optimo de generación, así como otros ajustes. Tal que, cuando un análisis de seguridad es realizado, las contingencias no resultan en violaciones de los límites operativos. Para mostrar cómo puede esto ser hecho, dividimos en cuatro los estados de operación del sistema de potencia. Despacho Óptimo: Este es el estado óptimo con relación a la operación económica, pero puede no ser seguro. Es el estado previo a una contingencia. Post Contingencia: Es el estado del sistema de potencia después que una contingencia ha ocurrido. Asumiremos aquí que esta condición tiene violación de seguridad (sobrecarga en líneas o transformadores, o voltajes de barra fuera de límites). Despacho Seguro: Es el estado del sistema sin salidas por contingencias, pero con correcciones a los parámetros de operación contemplando las violaciones de seguridad. Seguro Post Contingencia: Es el estado del sistema cuando una contingencia es aplicada a la condición base de operación, pero con correcciones. Ejemplo Suponga un sistema eléctrico simple, con dos generadores y dos líneas de transmisión suministrando energía a una sola carga. Despreciar el efecto de las perdidas. 500 MW 250 MW 700 MW 1200 MW 250 MW Figura 4.1 Despacho optimo 83 POWER SYSTEMS III Asumiremos que el sistema mostrado en la figura 4.1, tiene despacho económico. La unidad 1 con 500 MW y la unidad 2 con 700 MW. La capacidad máxima de transporte de cada línea es de 400 MW, tal que no existe problema de sobrecarga en la condición base de Operación o estado de pre-contingencia 0 MW 500 MW 700 MW 1200 MW 500 MW Sobrecarga Figura 4.2 Estado Post Contingencia La figura 4.2, muestra que una de las líneas ha sido desconectada debido a una falla y la segunda línea queda sobrecargada. Para este ejemplo, asumiremos que no queremos la condición de sobrecarga y que tomaremos acciones correctivas bajando la generación de la unidad 1 a 400 MW. De esta manera el despacho seguro, se muestra en la figura 4.3. 200 MW 400 MW 800 MW 1200 MW 200 MW Figura 4.3 Despacho Seguro Ahora, si la misma contingencia anterior sucediera, la condición post contingencia seria la condición de operación que se muestra en la figura 4.4. 400 MW 0 MW 800 MW 1200 MW 400 MW Figura 4.4 Estado Seguro Post Contingencia 84 POWER SYSTEMS III Es decir, se ajusta la generación en los dos generadores y hemos prevenido que en el estado de operación post contingencia ocurra una sobrecarga. Esta es la esencia de lo que es conocido como correcciones de seguridad. Los programas que pueden hacer ajustes de control al caso base para prevenir violaciones en la condición de post contingencia son llamados Flujo de potencia óptimo con restricciones de seguridad. Estos programas, pueden tomar en cuenta muchas contingencias y calcular los ajustes a los MW de generación, voltajes de generación, taps de transformadores, etc. Grado de Seguridad: Básicamente se dice que un sistema posee seguridad "n" si para el sistema base con “n” componentes en operación no se presentan restricciones de operación insatisfechas. De la misma manera se dice que un sistema posee seguridad (n-1) si tanto para el sistema base con “n” componentes en operación, como para la condición de un elemento fallado no se presentan restricciones de operación insatisfechas. La evaluación y mejoramiento de la seguridad se podría realizar de acuerdo a la profundad del estudio, tanto, en régimen permanente y/o en régimen transitorio. Seguridad de régimen permanente: En esta fase se estudia el efecto que puede causar una falla una vez que se alcance un estado de régimen permanente o estacionario luego de la misma. La pérdida de un componente de transmisión puede provocar, luego de pasar un proceso transitorio, por ejemplo una sobrecarga en una línea o en un transformador y/o una sobretensión en un nodo del sistema. Seguridad de régimen transitorio: Esta fase comprende la seguridad que existe durante el proceso transitorio que se manifiesta inmediatamente luego de una falla y hasta alcanzar el estado estacionario. Determinadas perturbaciones pueden guiar el sistema a inestabilidades transitorias antes de alcanzar cualquier estado estacionario. La pérdida de un componente crítico puede causar, por ejemplo, la pérdida de sincronismo de los generadores que intervienen en el sistema, si no hay adecuadas medidas estabilizantes integradas en el sistema. 85 POWER SYSTEMS III Finalmente se puede decir que las tareas de seguridad y despacho económico revisten una gran importancia durante la operación de los sistemas eléctricos desde centros de despachos de carga. Pero en general, estos dos requerimientos se contraponen, ya que adquirir un mejoramiento en la seguridad del sistema implica directamente un sobre costo. 4.2. ESTADOS DE OPERACIÓN Y ACCIONES DE CONTROL Durante la operación de los Sistemas Eléctricos de Potencia pueden ocurrir perturbaciones originadas por maniobras previstas o bien por situaciones extremas de carácter aleatorio, que originan una transición a nuevos estados de operación, como se observa en la figura 4.5. 4.2.1 ESTADO DE OPERACIÓN NORMAL: ACCIONES OPERATIVAS Y TRANSICIONES Un sistema de potencia está operando en estado normal cuando son satisfechas las: restricciones de carga y las restricciones de operación. Las restricciones de carga imponen y establecen la necesidad que la demanda deba ser totalmente cubierta por la oferta de generación. Las restricciones de operación imponen límites de operación mínimos o máximos en variables asociadas con componentes del sistema, como ser: límites de capacidad de equipos, límites mínimos y máximos de tensión, límites de reserva rotante del sistema, límites de variación de frecuencia, etc. En esta situación los operadores de los centros de control realizan un seguimiento de la demanda, coordinación de la conexión/desconexión de componentes (en operación normal y para tareas de mantenimiento) y optimización de costos operativos y recursos energéticos disponibles, satisfaciendo requerimientos técnicos y de operación del sistema. Ante la aparición de una falla en algún equipo de generación, transmisión o compensación, dependiendo de la magnitud de la misma y de las reservas con que esté operando el sistema, este puede mantenerse en su estado normal o pasar a un estado de alerta, por lo 86 POWER SYSTEMS III que el estado de partida se denomina estado normal seguro, ya que en ningún caso se originaron violaciones del conjunto de restricciones planteadas. En la situación en que se presente una contingencia de magnitud superior a las analizadas para definir los criterios de seguridad del sistema considerado, podría ocurrir que el sistema pase directamente a un estado de emergencia. 4.2.2 ESTADO DE ALERTA: ACCIONES PREVENTIVAS En este estado aún se satisface el equilibrio generación – demanda y se respetan las diversas restricciones, pero los márgenes de reserva de generación activa o reactiva o bien de transmisión, se han reducido con respecto al estado de operación normal, debido a la pérdida de algún equipo o falta de capacidad de potencia disponible. Figura 4.5: Estados de operación y las transiciones entre estados debido a perturbaciones y a las acciones de control que intervienen. 87 POWER SYSTEMS III Ante estas condiciones puede decirse que el nivel de seguridad ha disminuido, de modo que una simple contingencia en este estado puede derivar en la sobrecarga de algún equipo o en el desequilibrio entre la generación y la demanda. El estado de alerta también puede originarse aunque se mantengan los márgenes de reserva mencionados, debido a un aumento de la probabilidad de sufrir perturbaciones, ya sea debido a causas climáticas severas, incendios de instalaciones u otras causas. En esta condición los operadores deben aplicar acciones de control preventivas para intentar restablecer el nivel de seguridad correspondiente al estado normal. Dichas acciones pueden consistir en modificaciones del despacho de generación para incrementar la reserva de potencia activa, regulaciones o maniobras de equipos de compensación para normalizar las reservas de potencia reactiva, transferencias de demanda mediante cambios topológicos para redistribuir las cargas en las redes, etc. Si sucede una contingencia importante antes de que las acciones de control preventivas se hayan completado, el sistema puede pasar a un estado de emergencia. 4.2.3 ESTADO DE EMERGENCIA: ACCIONES CORRECTIVAS El sistema se encuentra en estado de emergencia cuando no se cumplen las restricciones de operación del sistema. A este estado se llega normalmente a partir de un estado de alerta, debido a la presencia de fallas considerables de equipos de generación o de transmisión y además cuando las acciones de control preventivas no han podido ser terminadas. Como ejemplo de este estado se puede mencionar la salida de servicio de un generador, lo cual podría producir la actuación de relés de mínima frecuencia del esquema de alivio de cargas y además la caída de tensiones en una zona y/o sobrecarga de una línea o transformador, desconexión de una línea de transporte que implican alteraciones en los flujos de potencia activa y en las tensiones, desconexión de una línea que vincula áreas radiales, produciendo la partición del sistema de modo que una de las áreas queda inicialmente con defecto o exceso de generación con respecto a la demanda. 88 POWER SYSTEMS III Además, las perturbaciones pueden presentarse como contingencias simples, múltiples o secuenciales. En algunas situaciones los efectos de las perturbaciones pueden resultar agravados debidos a la incorrecta actuación de algunos sistemas de protección, es decir, protecciones que deberían haber actuado y no lo hicieron, o bien protecciones que disparan interruptores ante cierta falla para la cual no está prevista su actuación. Esto puede deberse a defectos en alguno de los dispositivos que integra el sistema de protecciones, o bien a ajustes incorrectos, descoordinados o no actualizados de los mismos, o también a condiciones de la red no consideradas para su calibración. Dependiendo del tipo y magnitud de la perturbación, puede ser que el estado de falla sea adecuadamente controlado por las acciones correctivas correspondientes a los sistemas de protección y de control automático, permitiendo la restauración del estado de alerta del cual se partió. Sin embargo, también pueden requerirse ciertas acciones de control de emergencia urgentes por parte de los operadores, para alcanzar un estado de equilibrio que permita la recuperación del sistema y evitar la propagación o el agravamiento de la perturbación que puedan conducir a estados de emergencia extrema tales como el colapso parcial o total del sistema. Entre estas acciones de emergencia pueden mencionarse la conexión (o desconexión) de generadores o reducciones operativas de demanda (reducción de tensiones de distribución o cortes manuales de cargas) para controlar la frecuencia en las distintas áreas en la que el sistema puede haber quedado partido o para controlar eventuales sobrecargas de equipos, las acciones de sobre o subexcitación de generadores o compensadores y/o desconexión o conexión de reactores para controlar las tensiones, reducción rápida de generación para controlar oscilaciones de potencia y evitar inestabilidades. 4.2.4 ESTADO DE COLAPSO DEL SISTEMA El estado de colapso parcial o total del sistema corresponde a un estado de emergencia extremo, donde además de violaciones en algunas restricciones de operación, no se 89 POWER SYSTEMS III cumplen las restricciones de carga en alguna área del sistema, en un grupo de ellas o bien, en el caso más crítico, en todo el sistema. Para minimizar el riesgo de colapso total, se aplica permanentemente una restricción de transmisión por seguridad, limitando el flujo de potencia entre áreas, conocido como “Seguridad de Áreas”. Dicho límite se expresa como un cierto porcentaje de la demanda total vinculada al mismo y garantiza que el esquema de alivio de cargas será suficiente para evitar el colapso total ante una falla que interrumpa la transmisión de potencia entre áreas interconectadas. Si los sistemas de protección y control automático no actúan adecuadamente ante una falla, o si las acciones correctivas en estados de emergencia no son tomadas a tiempo o no son suficientemente efectivas, o si estando en dicha situación se produce una nueva perturbación severa, entonces puede suceder una transición hacia una situación de emergencia extrema tal como es el colapso de un área o de todo el sistema. Esto significa la pérdida total de la generación y la demanda del área afectada, que en un caso extremo puede involucrar al sistema en su conjunto. El fenómeno mencionado puede desencadenarse debido a diferentes causas tales como la inestabilidad transitoria de un grupo de centrales importantes, la salida en cascada de generadores ante una insuficiencia del esquema de alivio de cargas por mínima frecuencia, un descenso incontrolado de las tensiones en una parte de la red por insuficiencia de potencia reactiva (colapso de tensiones). 4.2.5 ESTADO DE RESTAURACIÓN: ACCIONES DE RESTABLECIMIENTO Y TRANSICIONES Una vez que el sistema mediante la aplicación de acciones de emergencia ha alcanzado un estado de equilibrio, caracterizado por la insatisfacción del balance entre generación y demanda en alguna área o en todo el sistema, se debe intentar conducir el mismo a un estado normal o, por lo menos, a uno de alerta. Ello dependerá fundamentalmente de las 90 POWER SYSTEMS III reservas disponibles, de las condiciones de carga activa y reactiva impuestas por la demanda y de los equipos de generación, transmisión o compensación que hayan quedado indisponibles debido a la falla. Entre las acciones de control restaurativas se pueden mencionar el redespacho de generadores en servicio, la reasignación de la regulación de frecuencia, el arranque de generadores en reserva caliente o fría, la re-sincronización de generadores que han salido de servicio, la reenergización de líneas y transformadores, cierres de anillos en redes malladas, reposición de cortes de demanda, resincronización de áreas aisladas, normalización de las tensiones, etc. Debe tenerse especial precaución con las posibles sobretensiones debidas a energizaciones de equipos en vacío y cuidar que las posibles sobrecorrientes en los equipos en servicio no excedan sus límites térmicos. Además hay que tener en cuenta que las áreas aisladas tienen mayor sensibilidad que el sistema completo, por lo tanto, las variaciones de generación activa o reactiva y las reposiciones de cargas en las mismas, deben ser hechas gradualmente, de modo de no introducir perturbaciones adicionales. En el caso en que el estado de partida sea el correspondiente al de una emergencia extrema tal como el colapso, se puede requerir el “arranque en negro” de generadores y la reconexión de bloques de demanda lo suficientemente pequeños para que sean manejables. Por su parte, el sistema debe poder ser seccionado mediante la apertura de interruptores posteriormente a la falla, como requisito previo para el rearranque y la reenergización de líneas de alta tensión y estaciones transformadoras con porciones de demanda a restablecer. Además, teniendo en consideración las graves consecuencias de un colapso, es fundamental minimizar su duración. Para ello se debe contar con una cuidadosa planificación de los procedimientos de recuperación ante tal evento y los operadores deben ser entrenados y actualizados en el conocimiento y la aplicación práctica de tales procedimientos. 91 POWER SYSTEMS III 4.3. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS Como ya se ha expresado la seguridad se define como la habilidad de continuar el régimen de operación después de que ocurra una contingencia sin que se violen límites preestablecidos, por tanto una forma posible de valorar la seguridad podría ser evaluar el efecto de cualquier contingencia posible. El número de líneas, transformadores y generadores en un sistema típico de potencia es generalmente elevado, si se considera como contingencia cualquier posible combinación de salidas de una o más de estos elementos en servicio. La técnica más común empleada para ello es la de confeccionar una lista de contingencias a evaluar, la lista es actualizada eliminando de la misma algunas contingencias que nunca causan problemas y añadiendo otras que fueran de interés. A partir de 1979 comenzaron a desarrollarse métodos de ordenamiento (ranking) de contingencias con los cuales podrían ordenarse las mismas acorde a su grado de severidad, con ello se selecciona tan solo un subconjunto a evaluarse con métodos de corriente alterna, pues la mayoría de estos métodos de ordenamiento realizan una evaluación parcial y por tanto rápida del efecto de la contingencia. Para el caso de la evaluación de la seguridad de estado estable los algoritmos numéricos corresponden con el empleo de flujos de cargas de corriente alterna, con los cuales se evalúan los efectos de las contingencias. En el caso de la evaluación de la seguridad dinámica existen los denominados métodos de integración o más recientemente los métodos directos, los primeros son prohibitivos en tiempo real dado el tiempo que consumen, por ello los segundos se desarrollan notablemente en la actualidad. En la etapa de planeamiento del sistema y de la operación, los algoritmos numéricos se implementan en forma de programas encadenados, la salida de los mismos listan la carga, el voltaje, la generación en cada barra, así como las transferencias de potencia por cada 92 POWER SYSTEMS III rama del sistema, indicándose cuando existe violación, bien sea de voltaje o de potencia, lo cual le sirve a los ingenieros para realizar sus valoraciones acerca de la seguridad. En tiempo real los resultados del proceso de evaluación de contingencias se le suministran al operador en forma de tablas, generalmente en las pantallas de los monitores que el mismo tiene a su alcance, mostrándosele igualmente las violaciones producidas por la contingencia, en ocasiones se acompañan de alarmas para alertar al despachador de que se ha violado algún límite y por tanto se opera en estado normal inseguro. Existen dos tipos fundamentales de límites a considerar en el proceso de valoración de la seguridad, uno es el flujo de potencia aparente (MVA) por las ramas del sistema y el otro es correspondiente a los voltajes de barras, ya sean en kV o en p.u. La gran mayoría de las capacidades límites se basan en consideraciones térmicas cuyos daños difieren de acuerdo al tiempo a que se someten las líneas a las sobrecargas, por tanto es usual el uso de dos tipos de límites, uno de ellos empleado para las condiciones normales de operación y el otro para las condiciones de emergencia, ambos tipos de límites son permisibles generalmente, por sólo 15 minutos. Los valores mínimos de los límites de voltaje se seleccionan sobre la base de la prevención de los colapsos de voltajes y teniendo en cuenta los rangos que permitan una adecuada regulación de voltajes a los consumidores. 4.4. SELECTORES DE CONTINGENCIAS La mayoría de los sistemas EMS que se comercializan actualmente realizan aun el análisis de contingencias valorando sólo el estado estacionario al que llegará el sistema después de ocurrida la perturbación. Este proceso de evaluación ha de ser lo suficientemente confiable, de manera tal que no deje de analizarse ninguna contingencia posible que pueda afectar la seguridad del sistema, pues como se ha visto el estado de alerta o inseguro se define como aquel en que se prevé la existencia de algún evento que produzca violaciones en el sistema, lo cual define en 93 POWER SYSTEMS III ocasiones medidas de tipo preventivas en aras de regresar el sistema al estado normal seguro nuevamente. En los EMS más avanzados este análisis parte de la elaboración de las listas de posibles contingencias, partiendo del punto de operación del sistema, obtenido mediante la aplicación del estimador de estado, de manera tal que las contingencias son analizadas y filtradas de forma automática, ello garantiza que no se deje de analizar alguna contingencia que viole la seguridad del sistema; además evita el análisis de un gran volumen de estas innecesariamente, garantizando con ello mayor rapidez y efectividad en el análisis. El objetivo es por tanto la confección de dos listas en las cuales se ordenan las contingencias acordes a su grado de severidad en cuanto a las posibles transferencias y a los voltajes que resultarán en cada nodo. Tales listas se generan partiendo de un índice que evalúa someramente el efecto de las contingencias sobre los parámetros mencionados denominado “Indice de Comportamiento “( Performance Index ), que se calculan a partir de métodos aproximados del modelo de la red. 4.4.1 MÉTODO - MW RANKING En los estudios de planificación, como se ha visto, los análisis de contingencias en estado estable consisten en examinar los efectos de estas de forma secuencial con el objetivo de evaluar la seguridad del sistema de potencia analizado. Este análisis implica la simulación de salidas de líneas y/o generadores, tales estudios pueden realizarse con auxilio de un flujo de potencia. Sin embargo, este análisis no es permisible en tiempo real debido al tiempo que consume, de ahí la necesidad de establecer un orden de prioridad para el estudio de contingencias, así como fijar un criterio de parada adecuado. Por otra parte, crear un subconjunto de contingencias a analizar, generado gracias a la experiencia de los planificadores, puede ser inadecuado, ya que se corre el riesgo de omitir algunos casos críticos. 94 POWER SYSTEMS III La evaluación de un número elevado de contingencias es una de las tareas fundamentales que se realizan en los centros de control, debido a la carga computacional que esta representa ha surgido la necesidad de buscar diferentes procedimientos para la selección de forma automática de los casos más significativos. El objetivo es la reducción del número posible de casos a considerar y al mismo tiempo el ordenamiento de estos acorde a su severidad, para estudios ulteriores. Este ordenamiento puede realizarse teniendo en cuenta la severidad de las contingencias acorde con su efecto respecto a los voltajes en los nodos , o con respecto a las flujos de potencia por las líneas de transmisión, tomando como referencia los valores límites impuestos para cada parámetro. Las contingencias que con mayor frecuencia se analizan son: Salidas de líneas. Pérdidas de generación. Debido a que las contingencias que causan problemas de violación de los límites de flujos de potencia por las ramas, no necesariamente causan problemas en lo relativo al voltaje y viceversa se emplean métodos de ordenamiento diferentes para ambos casos. Los métodos de ordenamiento en este sentido desarrollados hasta el momento se basan en dos procedimientos: Cálculo de un flujo de carga de corriente continua Cálculo de la primera iteración del flujo de carga Para la valoración de grado de sobrecargas de las líneas, se propone un índice de comportamiento de potencia activa, que se determina como: W PLi i LIM i 1 2n Pi NL PI MW Donde: 95 2n (4.1) POWER SYSTEMS III PL = Transferencia de potencia activa por la línea i. Plim = Límite de transferencia por la línea i. NL = número de ramas del sistema. Wi = Factor de peso, que puede ser utilizado si se desea ponderar alguna línea en específico. N = exponente (=>1) De la expresión (4.1) queda claro que el índice de comportamiento de potencia activa toma valores pequeños, en todos las líneas que poseen transferencias por debajo de los límites especificados y viceversa, de manera que el valor de este índice para cada contingencia ofrece una idea del grado de severidad de la misma, en cuanto al estado de sobrecarga de las líneas del sistema analizado. 4.4.2 MÉTODO - QV RANKING Como se expresó anteriormente aprovechando el desacoplamiento entre los lazos P- y QV, se supone que aquellas contingencias que proporcionan problemas de violaciones de transferencias (flujos) no necesariamente produzcan violaciones de voltaje, por ello se generan dos listas de contingencias una para cada uno de los problemas planteados, por tanto los métodos que se emplean son diferentes teniendo en cuenta la alta no-linealidad del segundo lazo ( Q-V). En tanto el índice de comportamiento en este caso se evalúa a partir de la ecuación 4.2: W V Vi esp PI v i i lim i 1 2n V N1 2n (4.2) Donde: Vi = Voltaje en el nodo i. Visp = Voltaje en el nodo i en el caso base. Vlim = Desviación permisible para el nodo, normalmente se toma entre un 5 y 10 %. 96 POWER SYSTEMS III Al igual que el algoritmo implementado para el cálculo de PIMW, este ha brindado hasta el momento resultados satisfactorios. 4.5. MODELACIÓN GENERAL DEL FLUJO DE POTENCIA ÓPTIMO 4.5.1 FORMULACIÓN MATEMÁTICA GENERAL La determinación de adecuadas acciones de los controles preventivo y correctivo para retornar a los correspondientes estados normal de operación o de alerta y poder cumplir de este modo con las exigencias de economía y seguridad requeridas para el sistema, se efectúa mediante la resolución de un problema de Flujo de Potencia Optimo (FOP), el cual se puede formular matemáticamente como un problema de optimización. En estos problemas se debe minimizar una función objetivo sujeta al cumplimiento de un grupo de restricciones. En el caso de que se trate de acciones correspondientes a los controles de emergencia o restaurativo con la finalidad de lograr, al menos un estado de alerta en el sistema, el problema a resolver es de característica similares al mencionado anteriormente, ya que cuando se retorna de estados críticos, como los existentes luego de un colapso, se debe ir resolviendo las partes más afectadas por dicho colapso hasta lograr la integración total del sistema. La formulación matemática general que representa las acciones de problema de control en su forma más completa puede plantearse como la minimización de una función objetivo, sujeta a una serie de restricciones, según se presenta a continuación: Función Objetivo: Entre las funciones mayormente utilizadas se pueden mencionar las que emplean el criterio de minimización de los costos totales de operación, de pérdidas o bien del apartamiento respecto del punto de operación óptimo calculado. Ecuación. (a) de (4.3). Restricciones de carga o balance de potencia nodal: Estas restricciones corresponden a las ecuaciones del flujo de potencia. Ecuación (b) de (4.3). 97 POWER SYSTEMS III Restricciones de transmisión operacionales: Entre estas restricciones se pueden mencionar las correspondientes a los límites de potencia activa por las líneas. Inecuación (c) de (4.3). Restricciones de seguridad: Estas son restricciones de operación que surgen como consecuencia de la simulación de alguna perturbación durante el análisis de contingencia para garantizar niveles de seguridad. Si estas restricciones se consideran en la modelación del sistema original, se puede prevenir que el mismo opere en forma peligrosa si alguna perturbación de este tipo se produjese. Inecuación (d) de (4.3). Restricciones operacionales sobre las variables de estado: Estas restricciones son las que se imponen generalmente sobre los módulos de tensión, fundamentalmente por problemas de calidad y seguridad de la operación, o bien aquellas vinculadas a las diferencias de fases de las tensiones entre dos barras vecinas por problemas de estabilidad. Inecuación (e) de (4.3). Restricciones físicas sobre las variables de control: Entre estas restricciones se pueden mencionar como ejemplo los límites máximos y mínimos impuestos sobre las potencias activa y reactiva de las unidades generadoras controlables. Inecuación (f) de (4.3). 4.5.2 MODELACIÓN DE LAS ACCIONES CORRECTIVAS 98 POWER SYSTEMS III El flujo óptimo de potencia correctivo es la herramienta de cálculo utilizada para resolver las Acciones de Control Correctivas. Cuando la operación actual de un sistema presenta violaciones de restricciones técnicas de operación, se dice que el sistema esta operando en un estado de emergencia. En esta condición es prioritario llevar el sistema lo más rápido posible a un estado sin violaciones mejorando el estado de operación previo. Esta transición se debe efectuar con acciones de control correctivas. En este modelo no se incluyen restricciones de contingencia, por lo tanto el modelo que se resolverá en este caso es similar al planteado en (4.3) pero sin la consideración de las restricciones indicadas en “(d)”. 4.5.3 MODELACIÓN DE LAS ACCIONES PREVENTIVAS De igual manera que en el caso anterior el flujo óptimo de potencia preventivo es el utilizado para el cálculo de Acciones de Control Preventivas. Cuando la operación actual de un sistema no presenta violaciones de restricciones técnicas de operación, pero se tiene la incertidumbre que ante la ocurrencia de fallas podría suscitarse algunas de ellas, se dice que el sistema está operando en un estado de alerta. En esta condición se puede efectuar un mejoramiento del estado de operación actual si se lo lleva a un estado de operación normal. Esto se realiza a través de la simulación de un conjunto de contingencias predefinidas y del cálculo e implementación de un conjunto de acciones de control preventivas. En este caso el modelo utilizado debe incluir por lo tanto restricciones de contingencia indicadas en “(d)” en el sistema (4.3). 99 POWER SYSTEMS III CAPITULO V PLANIFICACION DE SISTEMAS ELECTRICOS 5.1 INTRODUCCION El problema de la planificación de sistemas eléctricos de potencia, está relacionado con la obtención de planes de expansión que indican que nueva generación y que nuevas facilidades de transmisión deben ser incorporadas, cuando y donde deben ser efectuadas las incorporaciones. El objetivo es seleccionar los planes de expansión más confiables y económicos a fin de poder satisfacer la demanda futura a mínimo costo y máxima confiabilidad a lo largo de un periodo de tiempo considerable (usualmente de 5 a 30 años), teniendo en cuenta una cantidad de restricciones impuestas por aspectos de tipo técnico, económico, de medio ambiente, legales e inclusive de tipo político. En la práctica el problema de la planificación es un problema extremadamente complejo, los costos y las restricciones no son de fácil cuantificación y más bien son difíciles de predecir. Puesto que las decisiones en la planificación involucran grandes inversiones y costos de operación y ubican a las compañías eléctricas al menos 10 años en el futuro, es muy importante contar con estrategias de decisión muy flexibles para incorporar los equipos adecuados, en el tiempo y en el lugar correcto, de manera de alcanzar los objetivos mencionados. Actualmente, la mayoría de los métodos de planificación de sistemas eléctricos están basados en una secuencia de estudios mediante simulaciones tales como flujos de carga, estabilidad, confiabilidad y estudios económicos. Obviamente este intento requiere de un 100 POWER SYSTEMS III gran número de simulaciones y de la combinación de buen juicio y experiencia del planificador. Puesto que los equipos de un sistema de potencia tienen un costo muy elevado y los requerimientos operacionales y de confiabilidad son severos, la mayoría de los esfuerzos están concentrados en disponer de modelos matemáticos exactos y métodos computacionales eficientes. A causa del tamaño y complejidad del problema, no existen métodos que puedan resolver el problema global, por esta razón, normalmente es descompuesto en dos grandes problemas de expansión, la planificación óptima de la generación y la planificación óptima de la transmisión. 5.2 . PRONÓSTICO DE LA DEMANDA El primer dato para iniciar un estudio de planificación es el pronóstico de la demanda a ser alimentada, por eso una de las mayores preocupaciones de las empresas eléctricas es estimar en forma lo más exactamente posible los requerimientos de demanda. En términos generales, el pronóstico de la demanda del sistema de potencia se puede categorizar en funciones de largo y de corto plazo. Los pronósticos de largo plazo usualmente cubren de 10 a 30 años hacia delante (valores mensuales y anuales) y está explícitamente pensada para su aplicación en la expansión de la capacidad del sistema eléctrico y estudios de tarifas de intercambio así como de la recuperación del capital a invertirse. Puesto que las decisiones de las empresas involucran un análisis económico de la operación y los costos de inversión el año horizonte de planificación usualmente varía entre los 10 y 30 años. Los pronósticos en estos periodos tan largos son un total desafío a la luz de las incertidumbres en el crecimiento económico nacional y regional sumadas a las incertidumbres en los usos de la electricidad y en las políticas de conservación de la energía. 101 POWER SYSTEMS III Típicamente la tarea del pronóstico de la demanda se realiza en dos etapas, primero se prepara un pronóstico económico y demográfico del país y luego se desarrolla el pronóstico del uso de la electricidad. La demanda de electricidad en general depende de la magnitud del crecimiento de la economía, grandes crecimientos en la economía significa mayores fuentes de trabajo lo cual conduce a un incremento de la población activa lo que a su vez conduce a un mayor consumo de energía eléctrica. El resultado del pronóstico de la demanda incluye por un lado el pronóstico de la energía anual (MWh), y de la demanda máxima anual (MW). En general se realiza primero el pronóstico de la venta anual de energía y luego se usa ésta energía para determinar el pico anual de la demanda. Las ventas anuales de energía son la integración horaria de las cargas durante todo el año y es por lo tanto menos sensible a los efectos del tiempo u otros factores externos. La demanda de potencia pronosticada es típicamente derivada de un análisis del factor de carga (relación entre la demanda media y la demanda máxima) una vez que se pronostica el factor de carga, la demanda en función de la energía se deriva utilizando la siguiente relación: Demanda Máxima = Energía / (factor de carga * 8760) El llamado método econométrico del pronóstico de la demanda de electricidad consiste en pronosticar la demanda basándose en conceptos macroeconómicos. La variables econométricas son: el Producto Interno bruto (PIB) nacional, la producción industrial, el precio de la electricidad, etc. Así conociendo el incremento anual del PIB, se puede estimar el crecimiento anual de la energía eléctrica haciendo uso de la siguiente relación: Crecimiento de la Energía = 1. 0484 * (PIB + Crecimiento del PIB) 102 POWER SYSTEMS III Año Horizonte En la planificación, especialmente de la transmisión, es generalmente útil analizar la red sobre la base de un año horizonte, el año horizonte podría ser 10 a 20 años en el futuro. La idea es, primero analizar el sistema de transmisión en un año específico en el futuro (año horizonte) y luego, de acuerdo con visión obtenida para aquel año, planificar el desarrollo de la red año por año de modo de obtener la red prevista para el año horizonte. 5.3 . PLANIFICACION DE LA GENERACION El principales aspectos de la planificación de la generación cuando y que cantidad de unidades generadoras se debe instalar, así como que tipo de generación se debe incorporar, por ejemplo, unidades a vapor, turbinas a gas, ciclos combinados, etc. En este proceso se deben realizar análisis de confiabilidad, simulaciones de la producción y análisis de los costos de inversión. Confiabilidad En el proceso de planificación de adición de generación, los planificadores del sistema de generación pueden utilizar la técnica de “Probabilidad de Pérdida de Carga - Loss of Load Probability – LOLP” y determinar que cantidad de capacidad de generación se requiere para obtener un determinado nivel de probabilidad de pérdida de carga. Conforme crece la demanda lo largo del tiempo, las adiciones de generación son programadas en el tiempo de manera tal de no exceder el nivel de diseño. Simulación de la Producción La simulación de la producción consiste en modelar la operación futura del sistema de generación para determinar los gastos incurridos en la generación, los costos de producción a lo largo de un periodo de tiempo en el futuro. Los costos a ser evaluados son los costos de Combustible, los costos de Operación y mantenimiento y los costos de arranque y parada de los generadores. La habilidad de los planificadores para determinar exactamente los costos de producción es de fundamental importancia puesto que estos costos pueden constituir un porcentaje significativo de los costos anuales totales de la energía eléctrica, en el orden del 40 al 60%. 103 POWER SYSTEMS III Los estudios de simulación de la producción encuentran una aplicación muy importante en la planificación de sistemas eléctricos particularmente de la generación: Estos estudios son realizados por periodos con un año horizonte de 10 a 20 años, para evaluar los costos de producción anuales para un determinado plan (o varios planes alternativos) de adición de unidades de generación. El procedimiento consiste sumar los costos de producción anuales, a los costos de incorporar la nueva generación y en su caso la transmisión y aplicando procedimientos matemáticos como el valor presente, determinar el valor presente de los costos totales de un plan específico o de varias alternativas. Análisis de los Costos de Inversión El valor de dinero en el tiempo: Para las empresas eléctricas, el valor del dinero puede ser calculado examinando los costos de inversión de capital o simplemente por el valor del dinero. Factor de Interés Compuesto: FIC Dado el capital P, encontrar el monto F a “n” años en el futuro: FIC = (1 + i)**n F = FIC*P Por ejemplo supongamos que un inversor tiene hoy una cantidad de $1000 y quiere saber cuánto tendrá dentro de 10 años si el dinero es invertido como depósito en el banco a un interés anual del 7%. FIC = (1 + 0.07)**10 = 1.96715 F = FIC*P = 1.96715*$1000 = $1976.15 En análisis de ingeniería económica, la inversa de este factor encuentra una aplicación muy intensa, y es el llamado Factor de Valor Presente. Para este factor, una cantidad futura en el año n de valor F es conocida y el objetivo es encontrar el valor de esa cantidad en el tiempo cero (presente) 104 POWER SYSTEMS III El Factor de Valor Presente es la inversa del Factor de Interés Compuesto: Dado el monto futuro F a n años en el futuro, encontrar P FVP = 1 / (1 + i)**n P = FVP* F = F / (1 + i)**n Por ejemplo supongamos que un inversor desea tener $1000 en una cuenta de ahorro dentro de 5 años y que el banco paga 7 % de interés compuesto anual. Para calcular el único depósito que debe realizar, calculamos: FVP = 1 / (1 + 0.07)*5 = 0.71299 P = FVP * F = 0.71299*$1000 = $712.99 Factor de series uniformes: Valor presente En los análisis económicos con frecuencia existen series uniformes de pagos anuales, anualidades, que se extiende desde hoy hasta cierto número de años en el futuro. Para computar el valor presente de esta serie de pagos (anualidades), se ha derivado una formula muy conveniente. La formula se deriva calculando el valor presente de cada uno de los pagos anuales descontándolo a tiempo cero: P = R / (1 + i)**1 + R / (1 + i)**2 + R / (1 + i)**3 +.......+ R / (1 + i)**n 1) Multiplicando 1) por (1+i) (1+i)*P = R + R / (1 + i)**1 + R / (1 + i)**2 +.......+ R / (1 + i)**n-1 Restando 1) de 2) i*P = R - R / (1 + i)**n P = (1 + i)**n - 1 / i*(1 + i)**n * R VPSU = (1 + i)**n - 1 / i*(1 + i)**n 105 2) POWER SYSTEMS III Por ejemplo supongamos que un inversor quiere conocer el pago equivalente a un único pago que es lo mismo que hacer una serie de depósitos de igual monto en periodos regulares de tiempo. Supongamos que se deposita en la cuenta de ahorro, $100 el último día de cada año por un periodo de diez años y que el banco paga el 6% de interés. ¿Cual es el valor presente de la cantidad equivalente? (1 –0.06)**10 -1) / 0.06(1+0.06)**10 = 1.79085 – 1 / 0.006 *1.79085 = 7.36009 $100*7.36009 = $736.009 Factor de Recuperación de Capital Otra fórmula útil es el factor de recuperación de capita (FRC) el cual da el valor equivalente de una anualidad futura dado el valor presente (equivalente) FRC = 1 / VPSU FRC = i*(1 + i)**n / (1 + i)**n - 1 Entonces FRC es simplemente la inversa del factor valor presente de un serie uniforme Como un ejemplo de cálculo de factor de recuperación de capital, supongamos que el interés del 10 % por un periodo de 30 años FRC = 0.1*(1.1)**30 / (1.1)**30 -1 ) = 0.1*17.4494 / 17.4494 - 1 = 0.10608 El factor de recuperación de capital ayuda a determinar qué pagos iguales regulares son equivalentes a una cantidad de dinero en el presente. Por ejemplo supongamos que se requiere una cuota mortuoria de $100000 y que el interés es del 10 %. El pago que se debe realizar cada fin de año para pagar interés y capital sobre los $100000 en 30 años es: R = (0.10608 )* $100000 = $10600 106 POWER SYSTEMS III 5.4 PLANIFICACION DE LA TRANSMISION El problema de la planificación de grandes redes de transmisión, intenta una serie de planes de expansión de la red los cuales acomodaran la generación futura al crecimiento de la demanda a lo largo del periodo de planificación. El objetivo básico es encontrar el tipo, ubicación y el tiempo en que las adiciones o modificaciones a mínimo costo teniendo en cuenta las restricciones impuestas por la confiabilidad, leyes de tipo ambiental, legales y políticas. Puesto que muchos de estos factores son muy difíciles de predecir y cuantificar, este problema es extremadamente difícil de ser formulado matemáticamente. Metodologías de planificación La planificación de la transmisión es un problema de gran escala, que se complica por los muchos factores a considerar: las características técnicas y económicas de la transmisión, las incertidumbres de su comportamiento, la interdependencia temporal y espacial, su relación con la planificación de generación, etc. Los encargados de la planificación usualmente han desacoplado la planificación de la transmisión de la planificación de la generación, la segunda es realizada sin considerar la primera, o con una representación muy gruesa de las inversiones en transmisión. La lógica detrás de esto es que las inversiones en transmisión una parte menor de todo el negocio, además algunas líneas en particular están directamente relacionadas con inversiones en generación específicas. Sin embargo es claro que este desacoplamiento es una simplificación y ha sido usada a manera de hacer frente a las complejidades del problema global. Los encargados de la planificación han trabajado principalmente con modelos estáticos que analizan un año dentro del horizonte de planificación y evaluado diferentes alternativas de expansión. El modelo estático es un sub problema del modelo dinámico general. El intento más común es usar modelos estáticos en un contexto dinámico. Muchas técnicas clásicas de optimización han sido usadas: programación lineal, programación no lineal, descomposición de Benders y otras. Modelos heurísticos han sido también analizados, basados en análisis de sensibilidad. 107 POWER SYSTEMS III En la planificación de la transmisión existe un compromiso entre el nivel de detalle y el número de alternativas estudiadas, Cuando el estudio empieza el objetivo es evaluar un amplio rango de alternativas incluyendo l incertidumbre sobre el futuro de la configuración de la red. El grado de precisión o fidelidad en el modelo se reduce a objeto de permitir una cantidad de tiempo y costos razonables. Conforme el estudio avanza y se puede vislumbrar unas pocas alternativas de solución el grado de fidelidad aumenta. Después que se ha seleccionado un plan, detalle adicional se requiere para el diseño y estudios de coordinación. Al principio, los métodos de análisis pueden incluir flujos lineales (corriente continua) para estimar los flujos en la red de transmisión lo que puede resultar suficiente para comprender las alternativas. Luego se procede con estudios de mayor detalle mediante estudios de flujos de carga en corriente alterna, análisis de estabilidad transitoria, con lo cual se reduce el número de alternativas y se determinan las alternativas más convenientes. Finalmente, estudios de diseño de líneas, cortocircuitos transitorios electromagnéticos, y coordinación de protecciones son ejecutados para culminar el plan de acción. Arranque del estudio Flujos lineales Flujos en corriente alterna Análisis de transitorios (dinámicos, electromagnéticos) Cortocircuitos Coordinación de protecciones Plan de acción Flujos de Carga La red prevista, en su estado normal, no debe tener ninguna línea cargada más allá de su límite térmico y de las capacidades de los equipos terminales, interruptores, seccionadores, barras, etc. tampoco los niveles de tensión deben sobrepasar los límites aceptables en más o 108 POWER SYSTEMS III en menos. En este estado normal los desfases angulares (medida de la estabilidad estática) deben estar también dentro de aceptables. Criterios de confiabilidad (contingencias) dictan que la red debe ser capaz de alimentar toda la demanda aún en el caso de la pérdida de una línea, un transformador, el generador más cargado, etc. En estos casos se aceptan por ejemplo, mayores rangos de variación de la tensión, cargas en las líneas y transformadores no mayores a sus límites de emergencia temporales, ángulos estáticos mayores, etc. Para poder verificar que todo lo mencionado se cumpla, se simula la operación en estado permanente del sistema para cada alternativa candidata para lo cual se hace uso de programas de flujos de carga en corriente alterna. Estabilidad Cuando ocurre una perturbación severa en la red (digamos un cortocircuito), en el sistema se presentan grandes diferencias entre la potencia mecánica las máquinas motrices (turbinas a vapor, a gas, hidro, etc.) y la demanda, es decir la potencia eléctrica de los generadores. Durante este proceso transitorio, las máquinas sincrónicas pueden acelerarse o desacelerarse unas respecto de otras y perder el sincronismo. Los torques de aceleración o desaceleración asociadas con estos procesos transitorios pueden conducir a oscilaciones de potencia entre maquinas con frecuencias del orden de los 0.2 ciclos por segundo. Los conceptos de seguridad e integridad requeridos por criterios de confiabilidad (Capítulo 2), relacionados con la habilidad del sistema propuesto para soportar las perturbaciones más probables sin perder su estabilidad ni desintegrarse, deben ser analizadas (para las alternativas candidatas) o al menos para la alternativa seleccionada. Las contingencias más probables pueden ser por ejemplo: 109 POWER SYSTEMS III a).- Fallas trifásicas permanentes que son detectada por los equipos de protección y despejados en tiempos muy cortos (típicamente en 3 a 5 ciclos)y que accionan los respectivos interruptores para retirar de servicio el equipo fallado. b).- Fallas monofásicas y simultáneamente la falla del interruptor principal, en este caso la falla es despejada por interruptores de respaldo en subestaciones remotas, en tiempos más largos, del orden de los 10 a 15 ciclos. Se retiran de servicio otras líneas además de la línea en falla. c).- Pérdida de grandes generadores por desconexión automática o la pérdida de líneas de interconexión con otros sistemas. c).- Recierre rápido sobre falla permanente, etc. Si la red de transmisión propuesta no resulta estable para este tipo de contingencias, se debe mejorar la misma. Las mejoras pueden incluir la adición de nuevos circuitos de transmisión, capacitores serie, mejoras en los tiempos de operación de la protección e interruptores, etc, mejoras en las características dinámicas de los generadores, excitatrices más rápidas, etc. Transitorios Electromagnéticos Conforme se desarrolla la red de transmisión y se necesitan mayores niveles de tensión para hacer posible la transferencia de mayores potencias entre la generación y la demanda, los transitorios electromagnéticos resultan cada vez más significativos y cada vez más difíciles de controlar, importantes ahorros económicos en aislación podrán efectuar si se conocen con precisión los sobrevoltajes transitorios que se presentan por ejemplo durante la energización de una línea, un transformador, bancos de capacitores, etc. o durante los procesos de reconexión automática de líneas, rechazo de carga, etc. 110 POWER SYSTEMS III Los resultados ayudaran a determinar, los niveles de protección de pararrayos y su capacidad de disipación (energía térmica), voltajes transitorios de recuperación de interruptores, el dimensionamiento de reactores de compensación, y sobretodo el nivel de aislación (BIL) de equipos como transformadores, interruptores, transformadores de medida, reactores, etc. Cortocircuitos Conforme va creciendo el sistema de generación y de transmisión, las corrientes y potencias de cortocircuito también crecen, Estas altas corrientes determinan los esfuerzos dinámicos y térmicos sobre las barras interruptores y otras instalaciones o las tensiones de paso en las mallas de tierra, etc. Por lo mencionado resulta de gran importancia determinar las mencionadas potencias y corrientes de cortocircuito mediante cálculos con programas de cortocircuito, valores que luego servirán para el dimensionamiento de interruptores, barras, mallas de tierras, etc. 5.5 LA PLANIFICACIÓN EN LOS MERCADOS COMPETITIVOS En una entidad tradicional encargada del suministro de energía eléctrica, integrada verticalmente y regulada digamos, por el estado, los planes de expansión de la generación y de la transmisión son coordinados de forma, que por ejemplo, la red no imponga restricciones al despacho óptimo (económico), la red misma no resulte sobrecargada y se logren las condiciones técnicas deseadas de calidad como, perfiles de voltaje adecuados, amortiguamientos suficientes para hacer frente a problemas dinámicos, etc. En los ambientes des-regulados, que incentiven la competencia, sobretodo en el área de generación, donde los generadores velan por su propio interés (individual) económico, mientras comparten un sistema de transmisión al que tienen libre acceso, la planificación es muy diferente. 111 POWER SYSTEMS III El desarrollo de la red de transmisión es vista en forma diferente por cada uno de los participantes del mercado, y mientras para un agente en particular la expansión de la capacidad de la transmisión puede ser de interés, pueden existir otros agentes que se muestran contrarios a dicha expansión porque esta puede afectar el despacho de sus unidades es decir sus entradas económicas o porque ellos son obligados a participar en la inversión, sin embargo no ven un beneficio tangible. La planificación en un ambiente competitivo, en realidad se encuentra en una etapa de experimentación y no se percibe claramente su futuro. Entre tanto en los países que han optado por la desregulación de sus mercados eléctricos, se ha evidenciado que la competencia es posible sólo en el ámbito de la generación, los sistemas de transmisión, por presentar notables economías de escala no permiten la competencia por lo que esta está bajo la regulación de los entes reguladores. Para evitar el sobre dimensionamiento de los sistemas de transmisión se ha incorporado un nuevo concepto que es el “Sistema Económicamente Adaptado” En Bolivia se define como sistema adaptado de transmisión aquel sistema que: La noción de adaptación económica relaciona los conceptos formulados por Boiteux basados en el principio económico que optimo social se alcanza cuando en una economía los bienes y servicios son valorados a costos marginales y los sistemas son económicamente adaptados. En tales sistemas adaptados, los retornos obtenidos de las ventas de toda la energía a los costos marginales instantáneos, más el retorno de la venta de toda la potencia al costo de desarrollar unidades apropiadas para proveer potencia de punta, son equivalentes a los costos de capital más el total de los costos de operación de las plantas de generación. Esto se cumple en el caso de sistemas sin economías de escala. Se formula que la combinación de los negocios de generación y transmisión no tiene economías de escala, aún sabiendo que la transmisión tiene tales economías. 112 POWER SYSTEMS III La legislación boliviana da la responsabilidad del desarrollo de la transmisión a los agentes que originen la necesidad. En este punto del análisis se podría decir que la planificación en sistemas competitivos no es un problema tratado en forma global, la oferta de generación depende de las estrategias individuales de cada agente generador y la transmisión se encuentra liberada a necesidades emergentes ya sea por parte de los generadores o de los consumidores. 113 POWER SYSTEMS III CAPITULO VI MERCADO ELECTRICO BOLIVIANO 6.1. INTRODUCCION A partir de 1993, se ejecutó la Reforma del Sector Eléctrico Boliviano con el propósito de otorgar al sector las condiciones adecuadas para su funcionamiento eficiente y asegurar su desarrollo sostenible, posibilitando el funcionamiento de mercados competitivos, donde éstos sean posibles o simulando competencia allí donde el mercado no pueda lograrlo por sí mismo; en el entendido de que las estructuras de mercados competitivos permiten alcanzar eficiencia económica. Los resultados más importantes de la reforma del sector eléctrico, fueron los siguientes: La promulgación de la Ley de Electricidad N° 1604 de 21 de diciembre de 1994; La aprobación de sus Reglamentos mediante D.S. N° 24043 de 28 de junio de 1995; La transferencia de las empresas eléctricas de propiedad del Estado al sector privado a través de los procesos de capitalización y privatización; La desintegración vertical y horizontal de las empresas eléctricas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), las mismas que deben estar desagregadas en empresas de Generación, Transmisión y Distribución y dedicadas exclusivamente a una sola de estas actividades; El establecimiento de la Superintendencia de Electricidad, que inició su actividad en enero de 1996; (MEM La creación e inicio de funcionamiento en febrero de 1996 del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), como la entidad responsable de la coordinación de la operación técnica y administración del Mercado Eléctrico Mayorista); La conformación e inicio de la operación del MEM en mayo de 1996. A partir del año 2006, se inicia un nuevo periodo de reforma del sector eléctrico con los siguientes resultados: 114 POWER SYSTEMS III Modificaciones al funcionamiento y organización del CNDC, acorde con prioridades estratégicas del sector en el Plan Nacional de desarrollo, complementando y modificando el ROME y demás normativas (Decreto Supremo Nº 29624 del 02/07/2008). Refundación de la Empresa Nacional de Electricidad ( ENDE ); Decreto Supremo Nº 29644 del 16/07/2008, que tiene como objetivo y rol estratégico en la participación de toda la cadena productiva de la industria eléctrica, así como la importación y exportación de electricidad en forma sostenible con promoción del desarrollo social y económico del país. Mediante el Decreto Supremo Nº 0071 del 9 de Abril de 2009, queda extinguida la Superintendencia de Electricidad, derivando sus competencias y atribuciones a la creada Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad. 6.2. LA LEY DE ELECTRICIDAD N° 1604 6.2.1. DISPOSICIONES GENERALES ARTICULO 1 (ALCANCE) La presente ley norma las actividades de la Industria Eléctrica y establece los principios para la fijación de precios y tarifas de electricidad en todo el territorio nacional. Están sometidas a la presente ley, todas las persona individuales y colectivas dedicadas a la Industria Eléctrica, cualesquiera sea su forma y lugar de constitución. La producción de electricidad de origen nuclear será objeto de ley especial. ARTICULO 2 (DEFINICIONES) Para la aplicación de la presente ley se establecen las siguientes-definiciones: Accionistas o Socios Vinculados Son aquellos que tienen una participación directa o indirecta en el capital de Empresas Vinculadas. 115 POWER SYSTEMS III Autoproducción. Es la Generación destinada al uso exclusivo del productor realizada por una persona individual o colectiva Titular de una Licencia. Concesión Es el acto administrativo por el cual la Superintendencia de Electricidad, a nombre del Estado Boliviano otorga a una persona colectiva el derecho de ejercer la actividad de servicio público de Distribución, o ejercer en los Sistemas Aislados en forma integrada las actividades de Generación, Transmisión y Distribución. En todos los casos, la Concesión de Servicio público se otorgará por un plazo máximo de cuarenta (40) años. Consumidor No Regulado Es aquel que tiene una demanda de potencia igual o mayor a un cierto mínimo y que está en condiciones de contratar en forma independiente el abastecimiento directo de electricidad con el Generador o Distribuidor u otro proveedor. Dicho mínimo será fijado por la Superintendencia de Electricidad de acuerdo a la evolución del mercado. Consumidor Regulado Es aquel, ubicado en el área de Concesión de un Distribuidor y necesariamente abastecido por éste. Despacho de Carga Es la asignación específica de carga a centrales generadoras, para lograr el suministro más económico y confiable, según las variaciones totales de la oferta y demanda de electricidad, manteniendo la calidad del servicio. Distribución Es la actividad de suministro de electricidad a Consumidores Regulados y/o Consumidores No Regulados mediante instalaciones de Distribución primarias y secundarias. Para efectos de la presente Ley la actividad de Distribución constituye servicio público. 116 POWER SYSTEMS III Distribuidor Es la Empresa Eléctrica, titular de una Concesión de servicio público que ejerce la actividad de Distribución. Empresa Eléctrica Es la persona colectiva, pública o privada nacional o extranjera, incluyendo las cooperativas, constituida en el país, que ha obtenido Concesión o Licencia para el ejercicio de actividades de la Industria Eléctrica. Empresas Vinculadas Son las empresas subsidiarias afiliadas y controlantes. Una empresa es subsidiaria respecto a otra, cuando ésta última controla a aquella, y es afiliada con respecto a otra u otras, cuando todas se encuentran bajo un control común. Son empresas controlantes, aquellas que están en posibilidad de controlar a otras, ya sea por su participación directa o indirecta en más del cincuenta por ciento (50%) del capital o en más del cincuenta por ciento (50%) de los votos en las asambleas, o en el control de la dirección de las empresas subsidiarias o afiliadas. Generación. Es el proceso de producción de electricidad en centrales de cualquier tipo. Para efectos de la presente ley la Generación en el Sistema Interconectado Nacional y la destinada a la exportación constituye producción y venta de un bien privado intangible. Generador Es la Empresa Eléctrica titular de una Licencia, que ejerce la actividad de Generación. Industria Eléctrica Es aquella que comprende la Generación, Interconexión, Transmisión, Distribución, comercialización, importación y exportación de electricidad. 117 POWER SYSTEMS III Licencia Es el acto administrativo por el cual la Superintendencia de Electricidad a nombre del Estado Boliviano otorga a una persona individual o colectiva el derecho a ejercer las actividades de Generación y Transmisión. Los mínimos a partir de los cuales se requiere Licencia, serán fijados por la Superintendencia de Electricidad. Licencia Provisional Es el acto administrativo por el cual la Superintendencia de Electricidad, a nombre del Estado Boliviano, autoriza a una persona individual o colectiva la realización de estudios para centrales de Generación e instalaciones de transmisión que requieran el uso y aprovechamiento de recursos naturales, uso de bienes de dominio público y/o la imposición de Servidumbres y concede a su Titular derecho preferente para obtener la respectiva Licencia. Las Licencias Provisionales se otorgarán por un plazo máximo de tres (3) años, que podrá prorrogarse por una sola vez y por un plazo máximo igual a solicitud del Titular. Ministerio Es el Ministerio de Hacienda y Desarrollo Económico y en el futuro aquel que-lo-sustituya. Nodo Es el punto o barra de un Sistema Eléctrico destinado a la entrega y/o recepción de electricidad. Plan Indicativo Es el programa de costo mínimo de obras y proyectos de Generación, Transmisión cuando corresponda y Distribución necesario para cubrir el crecimiento quinquenal de la demanda de electricidad en un Sistema Aislado. Plan Referencial Es el programa de costo mínimo de obras y proyecto de Generación y Transmisión necesario para cubrir el crecimiento decenal de la demanda de electricidad en el Sistema 118 POWER SYSTEMS III Interconectado Nacional que incluye los proyectos disponibles independientemente de quien los hubiese propuesto. Regulación Es la actividad que desempeña la Superintendencia de Electricidad al cumplir y hacer cumplir la presente ley y sus reglamentos asegurando la correcta aplicación de los principios objetivos y políticas que forman parte de ésta. Secretaría. Es la Secretaria Nacional de Energía, y en el futuro aquella que la sustituya. Servidumbre Es la restricción o limitación al derecho de propiedad de privados o entidades público o autónomas impuesta como consecuencia de una Concesión, Licencia o Licencia Provisional. Sistema Aislado Es cualquier Sistema Eléctrico que no está conectado al Sistema Interconectado-Nacional. Sistema Económicamente Adaptado Es el Sistema Eléctrico dimensionado de forma tal que permite el equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad, procurando el costo mínimo y manteniendo la calidad del suministro. Sistema Eléctrico Es el conjunto de las instalaciones para la Generación, Transmisión y Distribución de Electricidad. Sistema Interconectado Nacional (SIN) Es el Sistema Eléctrico Interconectado que a la fecha de promulgación de la presente ley abastece de electricidad en los departamentos de la Paz, Cochabamba, Santa Cruz, 119 POWER SYSTEMS III Oruro, Chuquisaca y Potosí los Sistemas Eléctricos que en el futuro se interconecten con éste. Sistema Troncal de Interconexión (STI) Es la parte del Sistema Interconectado Nacional, que comprende las líneas de alta tensión, incluidas las correspondientes subestaciones. A la fecha de promulgación de la presente ley este sistema comprende las líneas y subestaciones de Guaracachi, Valle hermoso, Vinto y el Kenko; Vinto, Potosí y Sucre; y Valle Hermoso; Catavi. La Superintendencia de Electricidad podrá, mediante resolución, redefinir las instalaciones que conforman el Sistema Troncal de Interconexión. Titular Es la personal individual o colectiva que ha obtenido de la Superintendencia de Electricidad una Concesión, Licencia o Licencia provisional. Transmisión Es la actividad de transformación de la tensión de la electricidad y su transporte en bloque desde el punto de entrega por un Generador, auto productor y otro Transmisor hasta el punto de recepción por un Distribuidor, Consumidor No Regulado u otro Transmisor. Para efectos de la presente ley, la actividad de Transmisión constituye transformación y transporte de un bien privado intangible, sujeta a Regulación. Transmisor Es la Empresa Eléctrica titular de una Licencia que ejerce la actividad de Transmisión. ARTICULO 3. (PRINCIPIOS) Las actividades relacionadas con la Industria Eléctrica se regirán por principios de eficiencia, transparencia, calidad, continuidad, adaptabilidad y neutralidad. a) El principio de eficiencia obliga a la correcta y óptima asignación y utilización de los recursos en el suministro de electricidad a costo mínimo. 120 POWER SYSTEMS III b) El principio de transparencia exige que las autoridades públicas responsables de los procesos regulatorios establecidos en la Ley No. 1600 (Ley del Sistema de Regulación Sectorial) de fecha 28 de octubre de 1994 y la presente ley, los conduzcan de manera pública, asegurando el acceso a la información sobre los mismos a toda autoridad competente y personas que demuestren interés y que dichas autoridades públicas rindan cuenta de su gestión en la forma establecida por las normas legales aplicables incluyen la Ley No. 1178 (Ley del Sistema de Administración, Fiscalización y Control Gubernamental) de fecha 20 de julio de 1990 y sus reglamentos. c) El principio de calidad obliga a observar los requisitos técnicos que establezcan los reglamentos. d) El principio de continuidad significa que el suministro debe ser prestado sin interrupciones a no ser las programadas por razones técnicas debidamente justificadas, las que resultaren de fuerza mayor o de las sanciones impuestas al consumidor por incumplimiento de sus obligaciones o uso fraudulento de la electricidad. e) El principio de adaptabilidad promueve la incorporación de tecnología y sistemas de administración modernos, que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio. f) El principio de neutralidad exige un tratamiento imparcial a todas las Empresas Eléctricas y a todos los consumidores. ARTICULO 4. (NECESIDAD NACIONAL). A los efectos del artículo 25° de la Constitución Política del Estado en forma expresa, se declara de necesidad nacional las actividades de Generación, interconexión, Transmisión, Distribución, Comercialización, importación y exportación de electricidad, ejercidas por Empresas Eléctricas y auto productores. 121 POWER SYSTEMS III ARTICULO 5. (APROVECHAMIENTO DE RECURSOS NATURALES). El aprovechamiento de aguas y otros recursos naturales renovables destinados a la producción de electricidad, se regulará por la presente ley y la legislación en la materia, teniendo en cuenta su aprovechamiento múltiple, racional, integral y sostenible. En función de las dimensiones del mercado eléctrico y al racional aprovechamiento de los recursos primarios, el Poder Ejecutivo podrá definir la participación mínima hidroeléctrica en la capacidad de Generación del Sistema Interconectado Nacional. ARTICULO 6. (CONSERVACION DEL MEDIO AMBIENTE). El ejercicio de la Industria Eléctrica se sujetará a la legislación referida al medio ambiente aplicable al sector. ARTICULO 7. (LIBRE COMPENTENCIA). Las personas individuales o colectivas dedicadas a la Industria Eléctrica desarrollarán sus actividades en el marco de la libre competencia, con sujeción a la ley. ARTICULO 8. (DERECHOS DE CONCESION Y LICENCIA). La otorgación de Concesiones y Licencias podrá estar sujeta al pago de un derecho, que estará definido en el pliego de licitación. Cuando la concesión o Licencia sea otorgada en forma directa el monto de este derecho será determinado por reglamento. El monto recaudado por concepto de estos derechos será depositado en una cuenta bancaria de la Superintendencia de Electricidad con destino al financiamiento de proyectos de electrificación en el área rural. ARTICULO 9. (EXPORTACIONES, IMPORTACIONES DE ELECTRICIDAD E INTERCONEXIONES INTERNACIONALES). Las exportaciones e importaciones de electricidad y las interconexiones internacionales se efectuarán de acuerdo a las políticas establecidas por el Poder Ejecutivo y las disposiciones de la presente ley. 122 POWER SYSTEMS III ARTICULO 10. (EMPRESAS EXTRANJERAS). Para realizar actividades de la Industria Eléctrica, las empresas extranjeras deberán conformar subsidiarias mediante la constitución en Bolivia de una sociedad anónima, de conformidad a las disposiciones del Código de Comercio. Se exceptúan de la aplicación del presente artículo las sucursales de empresas extranjeras que sean titulares de una concesión otorgada por la dirección Nacional de Electricidad con anterioridad a la promulgación de la presente ley. 6.2.2. ESTRUCTURA DEL SECTOR ELECTRICO ARTICULO 15. (DIVISION Y LIMITACIONES A LA PROPIEDAD). Las Empresas Eléctricas en el Sistema Interconectado Nacional deberán estar desagregadas en empresas de Generación, Transmisión y Distribución y dedicadas a una sola de estas actividades. La participación en la propiedad de las mismas estará sujeta a las siguientes limitaciones: a) Las empresas de Generación o Distribución, sus Empresas Vinculadas y Accionistas o Socios Vinculados no podrán ser titulares del derecho propietario en ningún porcentaje del capital social de cualquier empresa de Transmisión, ni ejercer el control de la administración de la misma. Del mismo modo las empresas de Transmisión sus Empresas Vinculadas y Accionistas o Socios Vinculados no podrán ser titulares del derecho propietario en ningún porcentaje del capital social de cualquier empresa de Generación o de distribución, ni ejercer el control de la administración de las mismas. b) Las empresas de Generación, sus Empresas Vinculadas y sus Accionistas o Socios Vinculados no podrán ser titulares del derecho propietario en ningún porcentaje del capital social de cualquier empresa de Distribución, ni ejercer el control de la administración de la misma. Del mismo modo, las empresas de Distribución, sus Empresas Vinculadas y sus Acciones o Socios Vinculados no podrán ser titulares del derecho propietario en ningún porcentaje del capital social de cualquier empresa de Generación, ni ejercer el control de la administración de la misma. 123 POWER SYSTEMS III c) Las empresas de Generación, cualesquiera de sus Accionistas o Socios Vinculados o Empresas Vinculadas, directa o indirectamente, no podrán ser titulares de derecho propietario equivalente de más del treinta y cinco por ciento (35%) de la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional, en forma individual o conjunta. Queda excluida de esta limitación aquella capacidad instalada destinada a la exportación. La Superintendencia de Electricidad podrá autorizar que este límite sea excedido temporalmente cuando por la magnitud de nuevos proyectos, la participación de alguna empresa de Generación alcance un valor superior al establecido. d) Excepcionalmente y de acuerdo a reglamento las empresas de Distribución podrán ser propietarias directas de instalaciones de Generación, que utilice y aproveche recursos naturales renovables, siempre que esta capacidad no exceda el quince por ciento (15%) del total de su demanda máxima. Esta Generación deberá ser operada de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 16° inciso b) de la presente ley. A los efectos del presente artículo las Empresas Eléctricas deberán registrar en la Superintendencia de Electricidad a sus accionistas o socios, cuya participación en el capital social de la empresa excediera el cinco por ciento (5%) del total, de acuerdo a reglamento. ARTICULO 16. (OPERACIÓN DE LA GENERACION). El Generador en el sistema Interconectado Nacional operará bajo las siguientes condiciones: a) Deberá estar conectado al Sistema Troncal de Interconexión mediante las respectivas líneas de transmisión, asumiendo los correspondientes costos. b) Todas las centrales de Generación que operen en el Sistema Interconectado Nacional, estarán obligadas a cumplir las disposiciones del Comité Nacional de Despacho de Carga. Para este efecto, los Generadores entregarán toda su producción para el Despacho de Carga, declarando la disponibilidad de las centrales de Generación. 124 POWER SYSTEMS III c) Podrá suscribir contratos de compra-venta de electricidad con otros Generadores, Distribuidores o Consumidores No Regulados, con sujeción a la presente ley. ARTICULO 17. (OPERACIÓN DE LA TRANSMISION). La Transmisión en el Sistema Interconectado Nacional operará bajo la modalidad de acceso abierto. Esta modalidad permite a toda personal individual o colecta que realice actividades de la Industria Eléctrica o Consumidor No Regulado, utilizar las instalaciones de las empresas de Transmisión para el transporte de electricidad de un punto a otro, sujeto al pago correspondiente. Este pago será aprobado por la Superintendencia de Electricidad de acuerdo a reglamento. Para fines de esta operación, se presume que siempre existe capacidad disponible mientras el Transmisor no demuestre lo contrario. La expansión de las instalaciones de transmisión es responsabilidad de los usuarios que la ocasionen, debiendo acordar estos la modalidad de su funcionamiento o pago con el Transmisor, previa aprobación de la Superintendencia de Electricidad de acuerdo al reglamento. El Transmisor no podrá comprar electricidad para venderla a terceros. ARTICULO 18 (COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA). Créase el Comité Nacional de Despacho de Carga responsable de la coordinación de la Generación, Transmisión y Despacho de Carga a costo mínimo en el sistema Interconectado Nacional. Las funciones y organización de dicho Comité, en todo aquello no previsto en la presente ley serán establecidas en reglamento. El Comité estará conformado por un representante de las empresas de Generación, Transmisión y Distribución, respectivamente, un representante de los Consumidores No Regulados y el representante de la Superintendencia de Electricidad, en las condiciones que establecerá el reglamento. Las instalaciones para el Despacho de Carga serán propiedad de la empresa de Transmisión propietaria del sistema Troncal de Interconexión, 125 POWER SYSTEMS III la misma que establecerá un sistema de contabilidad independiente para las actividades del Despacho de Carga. La Superintendencia de Electricidad podrá recomendar al Poder Ejecutivo la creación de una empresa independiente, constituida en sociedad anónima en conformidad con lo establecido en el Código de Comercio, propietaria de las instalaciones para el Despacho de Carga en la que participarán las Empresas Eléctricas y Consumidores No Regulados que utilicen estas instalaciones. El costo de funcionamiento del Comité Nacional de Despacho de Carga será cubierto por todos los usuarios del Despacho de Carga de acuerdo a su participación en el uso, en la forma que será establecida en reglamento. ARTICULO 19 (FUNCIONES DEL COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA). El Comité Nacional de Despacho de Carga tendrá las siguientes funciones: a) Planificar la operación integrada del sistema Interconectado Nacional, con el objetivo de satisfacer la demanda mediante una operación segura, confiable y de costo mínimo. b) Realizar el Despacho de Carga en tiempo real a costo mínimo. c) Determinar la potencia efectiva de las unidades generadoras del Sistema Interconectado Nacional. d) Calcular los precios de Nodo del sistema Interconectado Nacional, de acuerdo a lo dispuesto en la presente ley y presentarlos a la Superintendencia de Electricidad para su aprobación. e) Establecer el balance valorado del movimiento de electricidad que resulte de la operación integrada, de acuerdo a reglamento. 126 POWER SYSTEMS III f) Entregar a la Superintendencia de Electricidad la información técnica, modelos matemáticos, programas computaciones y cualquier otra información requerida por la Superintendencia; y, g) Las demás establecidas en reglamento que sean necesarias para cumplir la finalidad para la cual se crea el Comité Nacional de Despacho de Carga. 6.3. REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL MERCADO ELECTRICO ARTÍCULO 1.- (DEFINICIONES) Para los efectos de la aplicación del presente Reglamento se establecen, además de las definiciones contenidas en el artículo 2 de la Ley de Electricidad, las siguientes: Agentes del Mercado. Son los Distribuidores, Generadores y Transmisores que operan en el Sistema Interconectado Nacional con arreglo a la Ley de Electricidad y sus reglamentos. Son también agentes del Mercado los Consumidores No Regulados habilitados por la Superintendencia. Los Distribuidores que, conforme a la excepción prevista en el inciso d) del Artículo 15 de la Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de Generación, se considerarán como Generadores en lo que respecta a su actividad de generación, con los mismos derechos y obligaciones de los otros Generadores, salvo las limitaciones que establece este Reglamento. Capacidad Efectiva Es la potencia máxima que una Unidad Generadora es capaz de suministrar a la red bajo las condiciones de temperatura y presión atmosférica del sitio en que está instalada. Para los efectos de la determinación del Precio Básico de Potencia de Punta, se considerará la temperatura máxima estimada como representativa de las horas que reflejen el período de mayor requerimiento del Sistema Interconectado Nacional. El Comité determinará por Norma Operativa la metodología de detalle para el cálculo de dicha temperatura máxima estimada. 127 POWER SYSTEMS III Capacidad Requerida para Seguridad de Área En cada área, es la capacidad de generación requerida para mantener el servicio y el abastecimiento de acuerdo a las condiciones de Desempeño Mínimo con la continuidad pretendida. Se determinará teniendo en cuenta en el área la demanda máxima, la capacidad efectiva instalada, la capacidad máxima que se puede tomar de la red dadas las restricciones del sistema, y la indisponibilidad simple de instalaciones en Generación o Transmisión asociadas al área. Central. Es el conjunto de una o más Unidades Generadoras ubicadas en un mismo sitio. Centro de Operaciones. Es el lugar físico donde el Comité recibe y procesa la información requerida para cumplir sus funciones, y emite las instrucciones y resultados correspondientes a la operación del Mercado. Comité. Es el Comité Nacional de Despacho de Carga creado por el artículo 18 de la Ley No. 1604 de 21 de diciembre de 1994 de Electricidad. Costo de Racionamiento. Es el costo en que incurren los consumidores al no disponer de energía, debido a restricciones de suministro motivadas por sequía o por indisponibilidad prolongada de unidades generadoras, o de equipos de transmisión. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía. Es el costo en que incurre el Sistema Eléctrico para suministrar, con un despacho económico, un kilovatio -hora (kWh) adicional de energía en un determinado período a un determinado nivel de demanda de potencia y considerando fijo el parque de generación y transmisión. Se calculará, como el costo de la generación requerida por el 128 POWER SYSTEMS III despacho económico, excluyendo la generación forzada por restricciones de acuerdo a lo definido en este Reglamento. Si la generación requerida proviene de una unidad térmica, el costo marginal de corto plazo de energía será el costo variable de dicha unidad asociado a producir la energía requerida. Si la generación requerida proviene de una central hidroeléctrica, el costo marginal de corto plazo de energía será el valor dado por la Unidad Generadora térmica más barata disponible (con el costo asociado a plena carga). Para los efectos de definir los niveles de demanda para los que se determinará el costo marginal de corto plazo de energía se establecen los niveles horario y de bloques horarios. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Esperado. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía que, como valor medio, se espera para un período futuro, dadas las condiciones previstas de demanda, transmisión y oferta de energía. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de cada hora del día con los resultados de la operación real para el despacho económico. Define el precio de la energía en el Mercado Spot. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por Bloque Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de un bloque de horas. Costo Marginal de Potencia de Punta. Es el costo unitario de incrementar la capacidad instalada de generación de potencia de punta del sistema. El nodo de aplicación del Costo Marginal de Potencia de Punta es aquel nodo para el cual se obtiene el menor costo de incrementar la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta por kilovatio de potencia inyectada a la red. Desempeño Mínimo. Es el conjunto de niveles de calidad técnica y confiabilidad operativa con los 129 POWER SYSTEMS III que el sistema eléctrico debe prestar el servicio dentro de los márgenes de seguridad de las instalaciones. Está definido por rangos de variación permitidos de parámetros representativos como tensión, frecuencia, seguridad de área y niveles de reserva. Factor de Pérdidas de Energía. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de energía en un nodo, mediante el incremento de generación en la unidad marginal. Factor de Pérdidas de Potencia. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de Potencia de Punta en un nodo, mediante el incremento de la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta. Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de potencia en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta y el incremento de Potencia de Punta en el nodo. Ley de Electricidad. Es la Ley de Electricidad No. 1604 de 21 de diciembre de 1994. Mercado. Es el Mercado Eléctrico Mayorista integrado por Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan operaciones de compraventa y transporte de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional, más las transacciones internacionales con Mercados y sistemas de otros países. Mercado de Contratos. Es el Mercado de transacciones de compra-venta de electricidad entre Generadores, entre Generadores y Distribuidores, entre Generadores y Consumidores No Regulados y entre Distribuidores y Consumidores No Regulados, contempladas en contratos de suministro. Incluye los contratos de importación y exportación con agentes de otros Mercados. 130 POWER SYSTEMS III Mercado Spot. Es el mercado de transacciones de compra-venta de electricidad de corto plazo, no contempladas en contratos de suministro. Norma Operativa. Es la Norma elaborada por el Comité y aprobada por la Superintendencia de Electricidad para establecer los procedimientos y metodologías de detalle para operar el sistema y administrar el Mercado, de acuerdo a lo que establece el presente Reglamento. Parque Generador Disponible. Es el conjunto de unidades de generación, remuneradas por Potencia Firme o por Reserva Fría o por Potencia de Punta Generada. Potencia de Punta. Para el Sistema Interconectado Nacional, es la demanda máxima de potencia que se produce en un período anual, registrada por el sistema de medición comercial. Para un Distribuidor o Consumidor No Regulado es su demanda de potencia coincidente con la Potencia de Punta del Sistema Interconectado Nacional. Potencia de Punta Generada. Es la potencia asignada a una Unidad Generadora térmica que no es remunerada por Potencia Firme ni Reserva Fría y cuyo generador declare la disponibilidad de dicha unidad en la programación de mediano plazo, en cuyo caso formar á parte del Parque Generador Disponible. Potencia Firme. Es la potencia asignada a una Unidad Generadora térmica o central hidroeléctrica para cubrir la garantía de suministro del Sistema Interconectado Nacional, y que a lo sumo será su capacidad efectiva. Se asigna de acuerdo a los criterios y procedimientos generales definidos en el presente Reglamento. 131 POWER SYSTEMS III Precio Básico de Potencia de Punta. Es igual al Costo Marginal de Potencia de Punta, calculado como se establece en el Reglamento de Precios y Tarifas. Precio de Referencia de Combustible. Para las Unidades Generadoras de una Central, es el precio máximo de cada combustible utilizado por dichas Unidades reconocido para el cálculo de costos variables y costo marginal de corto plazo de la energía. Reserva Fría. Para un área determinada, es la potencia asignada a una Unidad Generadora térmica no remunerada por Potencia Firme, para garantizar el suministro ante la indisponibilidad de una Unidad Generadora remunerada por Potencia Firme. Superintendencia. Es la Superintendencia Sectorial de Electricidad, establecida de acuerdo a la Ley del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE) No 1600 de 28 de octubre de 1994. Unidad Generadora. Es la máquina utilizada para la producción de electricidad. Unidad Generadora Forzada. Es la unidad que resulta generando en forma obligada debido a requerimientos de desempeño mínimo en un área, desplazando generación de menor costo en el sistema. Unidad Generadora Marginal. Es la Unidad Generadora requerida para satisfacer un incremento de demanda en un despacho económico, realizado por el Comité, de acuerdo con los procedimientos establecidos en el presente Reglamento. 132 POWER SYSTEMS III Unidad Operativa. Es la Unidad Operativa del Comité Nacional de Despacho de Carga 6.4 REGLAMENTO DE PRECIOS Y TARIFAS ARTÍCULO 1.- (DEFINICIONES).- Para los efectos de la aplicación presente Reglamento se establecen, además de las definiciones del contenidas en el artículo 2 de la Ley de Electricidad, las siguientes: Acceso Abierto. Es la modalidad bajo la cual operan las instalaciones de transmisión del Sistema Interconectado Nacional, excepto aquellas ejecutadas por acuerdos entre un Consumidor No Regulado y un Transmisor, mismas que no son (están) sujetas a pagos regulados. Capacidad Efectiva. Es la potencia máxima que una Unidad Generadora es capaz de suministrar a la red bajo las condiciones de temperatura y presión atmosférica del sitio en que está instalada. Para los efectos de la determinación del Precio Básico de Potencia de Punta, se considerará la temperatura máxima estimada como representativa de las horas que reflejen el período de mayor requerimiento Nacional. del Sistema Interconectado El Comité determinará por Norma Operativa la metodología de detalle para el cálculo de dicha temperatura máxima estimada. Central. Es el conjunto de una o más Unidades Generadoras ubicadas en un mismo sitio. Comité. Es el Comité Nacional de Despacho de Carga creado por el artículo 18 de la Ley No. 1604 de Electricidad. 133 POWER SYSTEMS III Consumos. Es el conjunto de Distribuidores y Consumidores No Regulados Costo de Racionamiento. Es el costo en que incurren los consumidores al no disponer de energía, debido a restricciones de suministro motivadas por sequía o por indisponibilidad prolongada de unidades generadoras, o de equipos de transmisión. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía. Es el costo en que incurre el Sistema Eléctrico para suministrar, con un despacho económico, un kilovatio-hora (kWh) adicional de energía en un determinado período a un determinado nivel de demanda de potencia y considerando fijo el parque de generación y transmisión. Se requerida por el calculará, como el costo de la generación despacho económico, excluyendo la generación forzada por restricciones de acuerdo a lo definido en este Reglamento. Si la generación requerida proviene de una unidad térmica, el costo marginal de corto plazo de energía será el costo variable de dicha unidad asociado a producir la energía requerida. Si la generación requerida proviene de una central hidroeléctrica, el costo marginal de corto plazo de energía será el valor dado por la Unidad Generadora térmica más barata disponible (con el costo asociado a plena carga).Para los efectos de definir los niveles de demanda para los que se determinará el costo marginal de corto plazo de energía se establecen los niveles horario y de bloques horario Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Esperado. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía que, como valor medio, se espera para un período futuro, dadas las condiciones previstas de demanda, transmisión y oferta de energía. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de cada hora del día con los resultados de la 134 POWER SYSTEMS III operación real para el despacho económico. Define el precio de la energía en el Mercado Spot. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por Bloque Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de un bloque de horas. Costo Marginal de Potencia de Punta. Es el costo unitario de incrementar la capacidad instalada de generación de potencia de punta del sistema. El nodo de aplicación del Costo Marginal de Potencia de Punta es aquel nodo para el cual se obtiene el menor costo de incrementar la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta por kilovatio de potencia inyectada a la red. Factor de Pérdidas de Energía. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de energía en un nodo, mediante el incremento de generación en la unidad marginal. Factor de Pérdidas de Potencia. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de Potencia de Punta en un nodo, mediante el incremento de la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta. Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de potencia en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta y el incremento de Potencia de Punta en el nodo. Ley de Electricidad. Es la Ley de Electricidad N° 1604 de 21 de diciembre de 1994. 135 POWER SYSTEMS III Mercado. Es el Mercado Eléctrico Mayorista integrado por Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan operaciones de compra venta y transporte de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional, más las transacciones internacionales con Mercados y sistemas de otros países. Mercado de Contratos. Es el Mercado de transacciones de compra - venta de electricidad entre Generadores, entre Generadores y Distribuidores, entre Generadores y Consumidores No Regulados y entre Distribuidores y Consumidores No Regulados, contempladas en contratos de suministro. Incluye los contratos de importación y exportación con agentes de otros Mercados. Mercado Spot. Es el mercado de transacciones de compra - venta de electricidad de corto plazo, no contempladas en contratos de suministro. Norma Operativa. Es la Norma elaborada por el Comité y aprobada por la Superintendencia de Electricidad para establecer los sistema y administrar procedimientos el y metodologías de detalle para operar el Mercado, de acuerdo a lo que establece el presente Reglamento. Parque Generador Disponible. Es el conjunto de unidades de generación, remuneradas por Potencia Firme o por Reserva Fría o por Potencia de Punta Generada. Precio Básico de Energía. Para un bloque horario, es un precio tal que multiplicado por cada una de las cantidades de energía correspondientes al bloque horario, proyectadas en un período 136 POWER SYSTEMS III determinado, produce igual valor actualizado que el producto de cada una de dichas energías por el costo marginal de corto plazo esperado de energía del bloque horario. Precio Básico de Potencia de Punta. Es igual al Costo Marginal de Potencia de Punta. Precio de Nodo. Es el conjunto de precios constituidos por el precio de nodo de energía, precio de nodo de potencia de punta, el peaje unitario atribuible a los consumos y el cargo por reserva fría Precio de Nodo de Energía. Para cada nodo y cada bloque horario, es el Precio Básico de la Energía del respectivo bloque horario, multiplicado por el Factor de Pérdidas de Energía del nodo. Precio de Nodo de Potencia de Punta. Para cada nodo, es el Precio Básico de Potencia de Punta multiplicado por el Factor de Pérdidas de Potencia correspondiente. Potencia Firme. Es la potencia asignada a una Unidad Generadora térmica o central hidroeléctrica para cubrir la garantía de suministro del Sistema Interconectado Nacional, y que a lo sumo será su capacidad efectiva. Se asigna de acuerdo a los criterios y procedimientos generales definidos en el presente Reglamento. Potencia de Punta. Para el Sistema Interconectado Nacional, es la demanda máxima de potencia que se produce en un período anual, registrada por el sistema de medición comercial. Para un Distribuidor o Consumidor No Regulado es su demanda de potencia coincidente con la Potencia de Punta del Sistema Interconectado Nacional. 137 POWER SYSTEMS III Reserva Fría. Para un área determinada, es la potencia asignada a una Unidad Generadora térmica no remunerada por Potencia Firme, para garantizar el suministro ante la indisponibilidad de una Unidad Generadora remunerada por Potencia Firme. Servicio de Transporte en Distribución. Es el servicio que prestan los Distribuidores por el uso de sus instalaciones a otros agentes del mercado Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado. Es el conjunto de instalaciones de transmisión que forman parte del Sistema Económicamente Adaptado definido en la Ley de Electricidad, que han sido aprobadas por la Superintendencia, y que al momento de su incorporación, están dimensionadas de forma tal que constituyan la alternativa de mínimo costo total de inversión, operación, mantenimiento, administración y pérdidas de transmisión, para una determinada demanda y oferta de generación comprometida, manteniendo los niveles mínimos de desempeño establecidos por la Superintendencia. Superintendencia. Es la Superintendencia Sectorial de Electricidad, creada de acuerdo a la Ley No. 1600 de 28 de octubre de 1994 del Sistema de Regulación Sectorial, y a la Ley N° 1604 de 21 de diciembre de 1994 de Electricidad. Unidad Generadora. Es la máquina utilizada para la producción de electricidad. Unidad Generadora Marginal. Es la unidad generadora requerida en un despacho económico, realizado por el Comité de acuerdo con los procedimientos establecidos en el presente Reglamento, para satisfacer un incremento de demanda. 138 POWER SYSTEMS III ARTÍCULO 2.(PRECIOS EN EL MERCADO SPOT Y DE RESERVA FRÍA).Los precios de las transferencias de potencia y energía en el Mercado Spot, serán calculados por el Comité siguiendo lo dispuesto en el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad. Los precios de Reserva Fría serán calculados por el Comité siguiendo lo dispuesto en el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad. ARTICULO 3.- (FORMULA DE INDEXACIÓN).Las empresas eléctricas están autorizadas a efectuar, de acuerdo a las normas del presente Reglamento, los ajustes de sus precios de venta, utilizando las respectivas fórmulas de indexación y a aplicar los valores resultantes. La fórmula de indexación tiene por objeto mantener el valor del precio al que le sea aplicable. Para Consumidores los precios máximos de venta del Distribuidor a sus Regulados, esta fórmula incluye además los respectivos índices de aumento de eficiencia. Los precios máximos y sus fórmulas de indexación regirán por el período que en cada caso el presente Reglamento señala, vencido el mismo y mientras no sean aprobados y publicados los del período siguiente, estos precios y sus respectivas fórmulas de indexación continuarán vigentes. Los precios resultantes de aplicar las fórmulas de indexación serán redondeados al tercer decimal. ARTÍCULO 4.- (VALOR MÁXIMO DEL SUMINISTRO A DISTRIBUIDORES).Cuando los contratos de suministro entre Generadores y Distribuidores establezcan precios diferentes de los Precios de Nodo, el costo de las compras de electricidad que efectúe el Distribuidor, a ser considerado para el cálculo de las tarifas a sus Consumidores Regulados, de acuerdo con el numeral 1, inciso a) del artículo 51 de la Ley de Electricidad, será como máximo el que se obtiene de aplicar a las indicadas 139 POWER SYSTEMS III compras los respectivos Precios de Nodo más los correspondientes cargos de subtransmisión cuando corresponda. Los suministros de energía y potencia que se efectúen con generación propia, se valorizarán como máximo a los Precios de Nodo más los correspondientes cargos de subtransmisión, cuando corresponda. ARTICULO 5.- (MODIFICACIÓN DE LA TASA DE ACTUALIZACIÓN).- La tasa de actualización a que se refiere el artículo 48 de la Ley de Electricidad, será modificada teniendo en cuenta las características particularmente el riesgo asociado, propias de cada actividad, en base a estudios Ministerio a empresas consultoras especializadas. La encargados nueva tasa por el modificada tendrá una vigencia mínima de dos años y se aplicará a partir de la fecha de la siguiente aprobación de los precios máximos correspondientes. ARTICULO 6.- (PLAN REFERENCIAL).- Es el programa de obras de generación y transmisión de mínimo valor actualizado de los costos de inversión, operación racionamiento, que permite satisfacer los requerimientos y de la demanda de los próximos diez años, en el Sistema Interconectado Nacional. El Viceministerio elaborará el Plan Referencial en base a proyectos de generación y transmisión factibles de realizar tanto técnica como económicamente, seleccionados de todos los proyectos disponibles encargados los que podrán ser propios del Viceministerio, por el Viceministerio a empresas consultoras y de terceros con independencia de quien los hubiese presentado. Los proyectos a considerar, deberán contar con un estudio que describirá y definirá su tamaño, localización, programa de ejecución, fecha de puesta en servicio, costos de inversión el caso de proyectos de generación, y operación y, en las características de su producción. El Viceministerio actualizará anualmente el Plan Referencial. ARTICULO 7.- (CARACTERISTICAS INTERCONEXIÓN).- 140 DEL SISTEMA TRONCAL DE POWER SYSTEMS III De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 2 de la Ley de Electricidad, la Superintendencia para redefinir las instalaciones de transmisión que conforman el Sistema Troncal de Interconexión, tomará en cuenta las siguientes características: a) Operar en tensiones iguales o superiores a sesenta y nueve mil (69.000)voltios b) Ser de propiedad de un agente transmisor c) Que en condiciones normales de operación exista la posibilidad de flujo de corriente bidireccional. d) Ser dimensionado como Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado al momento de su incorporación al Sistema Troncal de Interconexión. e) Ser de acceso abierto. f) Ser operadas bajo las directrices del Comité nacional de Despacho de Carga. g) Constituir instalaciones utilizadas por el mercado eléctrico mayorista en su conjunto, con excepción de las instalaciones de inyección o retiro. La Superintendencia redefinirá el Sistema Troncal de Interconexión por iniciativa propia o a solicitud de cualquier Agente. ARTICULO 8.- (EXPANSIONES DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION).I. Las expansiones del Sistema Troncal de Interconexión podrán darse bajo las siguientes modalidades: Incorporación de nuevas instalaciones o incrementos físicos de la capacidad de transporte de instalaciones existentes. Adición o disminución de capacidad de transmisión de instalaciones existentes. Para la primera modalidad, la incorporación de nuevas instalaciones o el incremento físico de la capacidad de transporte de las instalaciones existentes, que la o las empresas propietarias de este sistema u otros agentes, consideren necesarias para la óptima operación del transporte y para satisfacer la demanda de capacidad de 141 POWER SYSTEMS III transporte, sólo podrán ejecutarse previo informe del Comité y aprobación de la Superintendencia mediante Resolución. Para la segunda modalidad, aplicable a las instalaciones existentes, dimensionadas fecha 19 como económicamente adaptadas hasta de noviembre de 1999, se considerará la adición o disminución de capacidad de transmisión únicamente por encima de la determinada en el estudio inicial que estableció su dimensionamiento y valoración como sistema de Transmisión Económicamente Adaptado. El Agente interesado podrá solicitar en forma extraordinaria antes de la fijación semestral de los Precios de Nodo, la adición o disminución de capacidad, cuando en condiciones normales de operación se presenten variaciones significativas en la demanda de capacidad de transporte respecto a la que se determinó en forma inicial como sistema de Transmisión Económicamente Adaptado, aprobado por la Superintendencia. Esta solicitud se realizará de acuerdo al procedimiento definido en el presente artículo. La adición de capacidad procederá en el caso de aumento de la demanda de capacidad de transporte, la adecuación de componentes actuales del Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado a dimensiones normalizadas y parametrizables ó a las necesidades operativas del Sistema Troncal de Interconexión, determinadas por el Comité para cumplir las condiciones mínimas de desempeño en condiciones normales. Estas expansiones, adicionales o disminuciones de capacidad de transporte, se realizarán de acuerdo al siguiente procedimiento: a) Presentación de Propuesta. El agente interesado presentará al Comité su solicitud escrita de expansión, de aumento o disminución de capacidad de las instalaciones actuales Troncal de Interconexión, adjuntando el estudio correspondiente. 142 del Sistema POWER SYSTEMS III b) Análisis y evaluación. El Comité revisará el estudio presentado por el agente solicitante y elevará a la Superintendencia el informe técnico que deberá considerar, analizar y evaluar la necesidad de expansión sobre la base de un procedimiento específico, mismo que deberá considerar los siguientes criterios: beneficio/costo para el Sistema Troncal de Interconexión, análisis de solución de mínimo costo, balance de potencia, asegurar sin restricciones la competencia en la generación y el despacho económico, el cumplimiento de las condiciones mínimas de desempeño, calidad y confiabilidad en el suministro, impacto del proyecto en los Precios de Nodo y peajes y otros criterios que considere necesarios. c) Aprobación. La Superintendencia, además de revisar el informe del Comité, deberá verificar que el proyecto propuesto constituye la solución de mínimo costo y cumple con los requisitos mínimos de calidad y confiabilidad. La Superintendencia mediante Resolución aprobará las instalaciones para la expansión del Sistema Troncal de Interconexión o para las variaciones de su capacidad de transporte y determinará la fecha, el valor y las dimensiones con que dichas instalaciones pasen a formar parte del correspondiente Sistema Troncal de Interconexión. d) Ejecución. El agente transmisor tiene la prerrogativa de elegir la modalidad de ejecución de las expansiones de transmisión que considere más apropiada, siempre y cuando cumpla con las especificaciones y características técnicas requeridas y comprometidas para el proyecto, el plazo de puesta en servicio y la vigencia de las garantías de su ejecución. Es responsabilidad del agente transmisor cualquier sobrecosto o retraso en la ejecución del proyecto, por tanto no se reconocerá al agente transmisor ningún costo adicional con relación al aprobado por la Superintendencia. 143 POWER SYSTEMS III Para aquellas instalaciones de alta tensión para uso exclusivo de un agente, ejecutas con características transmisor, y condiciones ó aquellas asociadas acordadas entre el agente a la generación, y un cuya conexión al Sistema Troncal de Interconexión ha sido aprobada por la Superintendencia, para las cuales el agente o el transmisor soliciten su incorporación al Sistema Troncal de Interconexión, deberán presentar su oferta de capacidad de transporte y solicitar su incorporación de acuerdo al procedimiento definido en el numeral I del presente artículo. Una determinará vez aprobada su incorporación por la Superintendencia, la fecha, el valor y las dimensiones ésta con que dichas instalaciones pasarán a formar parte del Sistema Troncal de Interconexión, a partir de cuyo momento serán remunerados de acuerdo a lo dispuesto del presente reglamento. La Superintendencia, previa justificación, podrá autorizar la sustitución de un componente de transmisión, cuando este haya alcanzado los dos tercios de su vida útil, en los casos en los que, por el efecto de las economías de escala de la transmisión y los beneficios de sustituirlo por un componente de mayor capacidad, se beneficie el mercado. ARTICULO 9.- (EXPANSION DE INSTALACIONES PERTENECIENTES AL SISTEMA TRONCAL DE TRANSPORTE NO DE INTERCONEXION).- La expansión de instalaciones de transporte no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión podrán darse bajo las siguientes modalidades: Incorporación de nuevas instalaciones o incrementos físicos de la capacidad de transporte de instalaciones existentes, Adición o disminución de capacidad de transmisión de instalaciones existentes. Para la primera modalidad, la expansión de los sistemas de transporte no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión y el incremento físico de su capacidad de transporte serán ejecutados por la o las empresas propietarias del respectivo sistema y su remuneración se realizará de acuerdo a lo establecido por el punto 6.4 del Reglamento de 144 POWER SYSTEMS III Precios y Tarifas. Las instalaciones de expansión o incremento físico de capacidad de los sistemas de transporte que sean ejecutas por cuenta de otros agentes, serán de exclusiva responsabilidad de ellos, en cuanto a su inversión, operación y mantenimiento, y deberán tomar en cuenta las limitaciones a que hace referencia el artículo 15 de la Ley de Electricidad. Para la segunda modalidad, aplicable a las instalaciones existentes, dimensionadas como económicamente adaptadas hasta fecha 19 de noviembre de 1999, se considerará la adición o disminución de capacidad de transmisión únicamente por encima de la determinada en el estudio inicial que estableció su dimensionamiento y valoración como Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado. l Agente interesado podrá solicitar en forma extraordinaria antes de la fijación semestral de los Precios de Nodo, la adición o disminución de capacidad, cuando en condiciones normales de operación se presenten variaciones significativas en la demanda de capacidad de transporte respecto a la que se determinó en forma inicial como Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado. Esta solicitud se realizará de acuerdo al procedimiento definido en el presente artículo. La Superintendencia determinará, en base a un informe del agente transmisor, las condiciones de utilización de sus instalaciones. La adición de capacidad procederá en el caso de aumento de la demanda de capacidad de transporte, la adecuación de componentes actuales no pertenecientes al Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado a dimensiones normalizadas y parametrizables ó a las necesidades operativas no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, determinadas por la Superintendencia para cumplir las condiciones mínimas de desempeño en condiciones normales. Las instalaciones para la expansión fuera del Sistema Troncal de Interconexión podrán 145 POWER SYSTEMS III ejecutarse bajo las siguientes modalidades: a) Por iniciativa de un agente transmisor. El transmisor presentará a la Superintendencia su solicitud y estudio que demuestre la necesidad y dimensionamiento como Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado, así como un análisis beneficio/costo para el sistema. b) A solicitud de uno o varios Agentes. La solicitud de incorporación de nuevas instalaciones deberá contar con un estudio técnico elaborado por los agentes solicitantes y el transmisor que sea propietario, el mismo que será presentado a la Superintendencia. c) Por iniciativa del Ministerio de Desarrollo Económico, en concordancia con las atribuciones de la Ley de Organización del Poder Ejecutivo y el procedimiento que determina la Ley de Electricidad dentro del marco de las políticas integrales de desarrollo del sector, de acuerdo a lo dispuesto en los artículos 26 numeral 2 c) y 61. ARTICULO 10.- (EXPANSION DE INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN).La expansión de las instalaciones de distribución y el incremento de su capacidad, será ejecutada por la empresa de distribución que presta servicios en el área, y su remuneración se realizará de acuerdo a lo establecido por el punto 6.4 del presente Reglamento. Las instalaciones de expansión o de incremento de capacidad de los sistemas de redes de distribución que sean ejecutadas por cuenta de otros agentes, serán de exclusiva responsabilidad de ellos, en cuanto a su inversión y mantenimiento, y deberán toma r en cuenta las respectivas limitaciones a que hace mención el artículo 15 de la Ley de Electricidad. ARTÍCULO 11.- (AREAS DESVINCULADAS).Cuando en un despacho económico se presenten restricciones de capacidad física en la Transmisión que limiten las condiciones de transferencia de energía y potencia entre 146 POWER SYSTEMS III áreas del Sistema Interconectado Nacional, cada una de las áreas desvinculadas será tratada aplicando las mismas regulaciones que la Ley de Electricidad y el presente Reglamento establecen para dicho sistema. 6.5 RECLAMENTO DE CALIDAD DE TRANSMISION 6.5.1 DISPOSICIONES GENERALES ARTICULO 1.- (DEFINICIONES).Para la aplicación del presente Reglamento se establecen además de las definiciones contenidas en el artículo 2 de la Ley de Electricidad, las siguientes: Agentes del Mercado. Son los Distribuidores, Generadores y Transmisores que operan en el Sistema Interconectado Nacional con arreglo a la Ley de Electricidad y sus reglamentos. Son también Agentes del Mercado los Consumidores No Regulados habilitados por la Superintendencia de Electricidad. Los Distribuidores que, conforme a la excepción prevista en el inciso d) del artículo 15 de la Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de Generación, se considerarán como Generadores en lo que respecta a su actividad de generación, con los mismos derechos y obligaciones de los otros Generadores, salvo las limitaciones que establece el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico. Comité. Es el Comité Nacional de Despacho de Carga creado por el artículo 18 de la Ley de Electricidad. Componente. Es la parte de un sistema eléctrico que ejerce una o más funciones determinadas que se considera como una unidad para fines estadísticos o de análisis. 147 POWER SYSTEMS III Desconexión. Es la acción que resulta de la apertura de dispositivos que conectan circuitos de potencia interrumpiendo la continuidad eléctrica a través de un Componente. Una Desconexión puede o no implicar una interrupción en el suministro a Distribuidores o Consumidores No Regulados. Desconexión atribuible a Generadores, Distribuidores, Consumidores No Regulados o terceros. Es aquella Desconexión de un Componente del Sistema de Transmisión, cuyo origen y causa corresponde a defectos, Fallas, operación, mantenimiento u otra, en los componentes pertenecientes a Generadores, Distribuidores, Consumidores No Regulados o terceros. Desconexión atribuible al Sistema de Transmisión. Es aquella Desconexión de un Componente del Sistema de Transmisión perteneciente a un Transmisor, cuyo origen y causa es imputable a su Sistema de Transmisión. Desconexión Forzada. Es la Desconexión no programada que puede ser causada por Falla o defecto de un Componente, o por causas accidentales como Desconexiones involuntarias o indebidas, o condiciones externas. Desconexión Programada. Es la Desconexión de un Componente del Sistema de Transmisión, que forma parte de un programa preestablecido de Operación, Mantenimiento y que es comunicada a la Unidad Operativa del Comité por el Agente del Mercado responsable del Componente, con una antelación igual o superior a las cuarenta y ocho (48) horas. Los programas de Operación y mantenimiento serán establecidos siguiente las disposiciones del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad. 148 POWER SYSTEMS III Disponible. Es el estado de un Componente del Sistema de Transmisión en que puede desempeñar las funciones que le corresponden de acuerdo a sus características. El Componente puede estar en operación (conectado al sistema de Transmisión) o apto para operar (desconectado del Sistema de Transmisión) cuando se lo requiera. El estado disponible del Componente es determinado por su propietario o responsable. Duración de la Desconexión de un Componente, atribuible al Sistema de Transmisión. Es la suma del tiempo de duración de su indisponibilidad más el tiempo que demoren las operaciones atribuibles al Sistema de Transmisión. Para este efecto no se contabiliza el tiempo de duración que toman las acciones e instrucciones de la Unidad Operativa del Comité ni las acciones de otros Agentes del Mercado sobre sus Componentes. Duración de la indisponibilidad de un Componente. Es el tiempo transcurrido desde su Desconexión hasta que el propietaria o responsable, del Componente, lo declara nuevamente Disponible y se encuentra apto para poder ser conectado nuevamente al Sistema de Transmisión. Falla. Es el término de la capacidad de un Componente de desempeñar su función específica o de ejecutarla cuando se requiera y por tanto determina su estado de indisponibilidad. Fuerza Mayor. Es el evento que escapa al control razonable del Agente del Mercado, incluido el Transmisor y el cual hace que la disponibilidad del Componente del Sistema de Transmisión resulte imposible, en atención a las circunstancias y que incluye, pero no se limita a: guerra, motines, disturbios civiles, terremoto, incendio, explosión, huelgas, cierres empresariales u otras acciones de tipo industrial (excepto cuando tales huelgas, cierres o acciones industriales; están bajo el control y puede ser 149 POWER SYSTEMS III impedidas por el Agente del Mercado o Transmisor), confiscación o cualquier otra acción tomada por organismos gubernamentales. Se excluyen de la anterior definición, aquellos eventos que en forma habitual afectan o pueden afectar la operación de los Sistemas de Transmisión, o tiene relación directa con los fenómenos físicos producidos por la Transmisión de electricidad. Indisponibilidad Forzada. Es la condición resultante de una Desconexión Forzada. Indisponibilidad Programada. Es la condición resultante de una Desconexión Programada. Indisponible. Es el estado de un Componente del sistema de Transmisión en que no puede desempeñar las funciones que le corresponden de acuerdo a sus características. Este estado es resultado de una Desconexión Programada o Desconexión Forzada. El estado indisponible del Componente es determinado por su propietario o responsable. Índices de Calidad. Son los índices que determinan la frecuencia de Desconexiones y la duración de las mismas, permitiendo calificar el comportamiento de los Componentes del Sistema de Transmisión. Interrupción. Es la pérdida o suspensión parcial o total del suministro de electricidad a Distribuidores o Consumidores No Regulados. Mercado. Es el Mercado Eléctrico Mayorista integrado por Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan operaciones de compraventa y transporte de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional. 150 POWER SYSTEMS III Punto de Inyección y punto de retiro. Son los puntos de conexión de las instalaciones del Transmisor con las instalaciones de un Generador, Distribuidor o Consumidor No Regulado (Usuarios del Sistema de Transmisión). Sistema de Transmisión. Es el conjunto de componentes de líneas y Subestaciones, incluidos equipos de transformación, compensación, maniobra, control, protecciones y comunicación que conectan las instalaciones de Generación con las instalaciones de Distribución y de Consumidores No Regulados. Usuario del Sistema de Transmisión. Es cualquier Generador, Distribuidor o Consumidor No Regulado que utiliza el Sistema de Transmisión. ARTÍCULO 2.- (ALCANCE).El presente Reglamento regula la calidad del servicio de Transmisión, que prestarán el o los Transmisores a través de sus Sistemas de Transmisión y Componentes en el Sistema Interconectado Nacional. ARTICULO 3.- (OBJETIVO).La regulación de la calidad del servicio de Transmisión en el Sistema Interconectado Nacional tiene por objetivo, disponer de un servicio con los atributos y características suficientes para satisfacer las necesidades implícitas o establecidas de los Usuarios del Sistema de Transmisión. 6.5.2. CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSMISION ARTÍCULO 4.- (RESPONSABILIDAD).El Transmisor será responsable de la calidad del servicio de Transmisión dentro los límites definidos y aprobados como satisfactorios y suficientes para el 151 POWER SYSTEMS III comportamiento de cada uno de sus Componentes individuales, considerando las excepciones señaladas en el Artículo 8 del presente Reglamento. Los generadores, Distribuidores o Consumidores No Regulados serán responsables de los efectos en la calidad del servicio de Transmisión y en las condiciones de desempeño del Sistema de Transmisión que resulten de las Fallas u operación de sus instalaciones. ARTÍCULO 5.- (LIMITES DEL COMPORTAMIENTO DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN).Los límites del comportamiento de los Componentes del Sistema de Transmisión serán los siguientes: 1. Atribuibles al Transmisor: El límite exigido a cada Componente del Sistema de Transmisión representa el comportamiento aprobado por la Superintendencia como el óptimo reconocido y que tiene correspondencia con el monto aprobado para cubrir sus costos de operación, mantenimiento y administración. El límite autorizado de cada Componente del Sistema de Transmisión es el comportamiento mínimo admisible, para que el Transmisor ejerza la Licencia de Transmisión. Los límites exigidos y autorizados de cada Componente del Sistema de Transmisión serán expresados a través de Índices de Calidad que contabilizarán la frecuencia y duración de las Desconexiones de los Componentes. 2. Atribuibles a los Usuarios del Sistema de Transmisión: Las Desconexiones producidas en Componentes del Sistema de Transmisión atribuibles a Generadores, Distribuidores, Consumidores No Regulados o terceros, serán registradas y contabilizadas en forma independiente para cada Agente del Mercado responsable, 152 POWER SYSTEMS III por la Unidad Operativa del Comité y los Transmisores para el Sistema Troncal de Interconexión y solamente por los Transmisores en instalaciones fuera del Sistema Troncal de Interconexión. ARTICULO 6.- (NIVEL DE COMPORTAMIENTO SUPERIOR AL EXIGIDO).Todo requerimiento por parte de un Generador, Distribuidor o Consumidor No Regulado de disponer de un servicio con límites de comportamiento superior al exigido Para un período definido, deberá ser acordado entre el Transmisor y el Agente del Mercado interesado. Las obligaciones resultantes serán informadas a la Superintendencia y puestas en conocimiento del Comité para los efectos que procedan dentro de la operación del Sistema Interconectado Nacional. Los costos que origine la mejora de los límites de comportamiento respecto a los valores exigidos serán cubiertos exclusivamente por los Agentes del Mercado interesados. ARTICULO 7.- (ESTUDIO Y APROBACIÓN DE LOS LÍMITES DE COMPORTAMIENTO).Los límites exigidos y autorizados para el comportamiento de los Componentes del Sistema de Transmisión pertenecientes a un Transmisor, serán aprobados por la Superintendencia en base a un estudio externo realizado para un período de cuatro (4) años, por una consultora autorizada por la Superintendencia y contratado por el o los Transmisores. El estudio tomará en cuenta los registros estadísticos, las características de los Componentes e información complementaria presentada por los Transmisores. El estudio definirá los límites expresados en Índices de Calidad del Sistema de Transmisión existente para períodos de cuatro (4) años. El límite exigido, corresponderá al comportamiento óptimo posible que se puede esperar de cada Componente para una inversión equivalente al valor económicamente adaptado en base a la cual es fijada su remuneración. El costo de alcanzar el límite de 153 POWER SYSTEMS III comportamiento exigido estará incluido en los costos de operación, mantenimiento y administración del Sistema de Transmisión, aprobados por la Superintendencia de Electricidad. La Superintendencia con carácter previo a la aprobación del estudio, solicitará la opinión del Comité. El primer estudio de límites de comportamiento deberá concluirse como máximo hasta el 1° de julio del año 2000 y sus resultados regirán a partir de la vigencia de los valores de los costos de inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración de las instalaciones de los diferentes tramos que componen el Sistema Troncal de Interconexión y de aquellos no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión. Siguiendo este artículo, la los procedimientos establecidos en Superintendencia actualizará los límites de comportamiento aplicables a las instalaciones de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional con una periodicidad máxima de cuatro (4) años, en forma coordinada con los plazos de presentación y aprobación de los estudios para la determinación de los costos anuales de Transmisión de las instalaciones del Sistema Troncal instalaciones fuera del Sistema Troncal de Interconexión y de las de Interconexión, establecidos en el Reglamento de Precios y Tarifas. Asimismo, para el establecimiento de nuevos límites de comportamiento exigidos y autorizados, se deberá considerar el comportamiento del Sistema de Transmisión en el período anterior de cuatro (4) años y el valor acumulado de reducciones a las remuneraciones registradas. 6.5.3 MEDICION DE LA CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSMISION ARTICULO 8. – (MEDICION DE LA CALIDAD DEL SERVICIO).Los Índices de Calidad para evaluar el comportamiento de Componente del Sistema de Transmisión que serán calculados anualmente son los siguientes: a) La Frecuencia de Desconexiones del Componente N = Número de Desconexiones b) La Duración Media de Desconexiones del Componente: 154 POWER SYSTEMS III ( D u r a c i ó n d e D e s c o n e x i o n e s [minutos]) D = ---------------------------------------------------------Número de Desconexiones Estos índices serán registrados y clasificados de la siguiente manera: 1. Índices Atribuibles al Transmisor: Se registrarán y contabilizarán únicamente las Desconexiones atribuibles al Transmisor en las excepciones mencionadas en el Artículo 19 del presente Reglamento. Para el caso de líneas de transmisión no se contabilizarán las Desconexiones con reconexiones automáticas exitosas. Asimismo, se contabilizarán como una sola Desconexión las aperturas y reconexiones atribuibles a una misma Falla. 2. Indices atribuibles a Usuarios del Sistema de Transmisión o terceros: Se registrarán y contabilizarán sin excepción y en forma independiente para cada Agente del Mercado, todas las Desconexiones atribuibles a Generadores, Distribuidores, Consumidores No Regulados y terceros. No se contabilizarán Desconexiones causadas por requerimientos operativos del Sistema Interconectado Nacional dispuestos por el Comité. Se considerarán como Componentes, las líneas de Transmisión, transformadores de potencia y reactores con sus respectivos equipos de maniobra, control y protección. ARTICULO 9.- (OBLIGACION DE INFORMAR).Todos los Agentes del Mercado que tienen instalaciones conectadas al Sistema Troncal de Interconexión o Sistemas de Transmisión fuera del Sistema Troncal de Interconexión tienen la obligación de disponer de su sistema apropiado de registro e información. Toda Desconexión de un Componente del Sistema de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional, independientemente de su origen o causa, será informada por el Transmisor a la Unidad Operativa del Comité. No obstante, el Transmisor podrá traspasar la obligación de informar al Agente del Mercado, con quién tenga un convenio, para la operación de dicho Componente. 155 POWER SYSTEMS III Los Generadores, Distribuidores o Consumidores No Regulados involucrados en el origen, causas o consecuencias de Desconexiones de instalaciones del Sistema de Transmisión tendrán la obligación de proporcionar la información necesaria a la Unidad Operativa del Comité para el análisis y registro de las Desconexiones de las instalaciones de Transmisión del Sistema Interconectado nacional, siguiendo lo dispuesto en el Artículo 19 de este Reglamento. El Comité deberá poder a disposición de los Agentes del Mercado, la Superintendencia y la Secretaría toda la información que reciba sobre las Desconexiones así como los resultados de los análisis de éstas. ARTICULO 10.- (COMUNICACIÓN CON LA UNIDAD OPERATIVA DEL COMITÉ).Todos los Puntos de Inyección o retiro del Sistema Troncal de Interconexión, por encima de un valor de potencia definido por la Superintendencia de Electricidad, deberán contar con un sistema automático de transmisión de datos a la Unidad Operativa del Comité que incluya los estados y parámetros de operación. Con carácter de excepción se otorga el plazo de dieciocho (18) meses a partir de la vigencia del presente Reglamento para la implementación de estos sistemas en las instalaciones actuales. Las instalaciones de interruptores y otros equipos que se incorporan al Sistema Troncal de Interconexión a partir de la vigencia de este Reglamento deberán contar con estos sistemas a partir de la fecha de su incorporación. ARTICULO 11. - (PERIODO DE EVALUACION).La evaluación de la calidad del servicio de Transmisión se realizará considerando períodos anuales que se iniciarán el 1° de noviembre de cada año. ARTICULO 12.- (REGISTRO Y OBTENCION DE PARAMETROS DE FALLA, FUENTES DE DOCUMENTACION).La Superintendencia de Electricidad tiene la prerrogativa de acceder a los registro automatizados de los parámetros de falla de los Agentes del Mercado involucrados en 156 POWER SYSTEMS III cada Falla de los Agentes del Mercado involucrados en cada Falla, así como a los sistemas y documentos de registro que obligatoriamente deben contar todos los Agentes del Mercado. La Superintendencia de Electricidad podrá exigir a cualquier Agente del Mercado involucrado sus informes sobre Fallas y perturbaciones en el Sistema de Transmisión y realizar a través de auditorías técnicas las investigaciones que considere pertinente Todo Generador, Transmisor, Distribuidor o Consumidor No Regulado tendrá derecho a disponer a través de a Unidad Operativa del Comité o de la Superintendencia los informes de Falla que le interesen. ARTICULO 13.- (LIMITES DE COMPORTAMIENTO PARA NUEVAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN).Toda instalación nueva de un Transmisor que se conecte al Sistema Interconectado Nacional deberá solicitar a la Superintendencia con carácter previo a su conexión, la aprobación de los límites de comportamiento exigidos y autorizados para cada uno de sus Componentes. Su solicitud deberá contar con el estudio que respalde los valores solicitados que deberán ser conocidos previamente por el Comité. ARTICULO 14.- (CONEXIÓN DE AGENTES DEL MERCADO AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN).Las características de las instalaciones que se conectan al Sistema de Transmisión deberán ser compatibles con las características técnicas de las instalaciones existentes y con los niveles de desempeño mínimo vigentes. El Comité informará a los Agentes del Mercado cada vez que se presenten solicitudes de incorporación o conexión de nuevas instalaciones al Sistema Interconectado Nacional. ARTICULO 15.- (SUSTITUCIÓN DE COMPONENTES).A solicitud de un Agente del Mercado e informe del Comité, la Superintendencia podrá disponer el reemplazo de instalaciones o su Desconexión del sistema Interconectado 157 POWER SYSTEMS III Nacional en los casos en que se evidencie que afectan severamente el suministro, ponen en riesgo las instalaciones de otros Agentes del Mercado, afectan el comportamiento del Sistema Interconectado Nacional o ponen en riesgo la seguridad de las personas. ARTICULO Cualquier 16.- (REHABILITACION Agente del Mercado, podrá O MEJORA DE COMPONENTES).solicitar por escrito a través de la Superintendencia, la información sobre el comportamiento de un Componente que considere que afecta la calidad de su suministro. En cada caso la Superintendencia determinará si es procedente exigir al Agente del Mercado responsable solucionar la deficiencia. En tal caso el Agente del Mercado responsable, deberá presentar en el plazo de veinte (20) días un compromiso de trabajo para superar su deficiencia. Este compromiso deberá contener la identificación del problema, el alcance de trabajo a realizar, el plazo y los resultados que compromete. 6.5.4 REDUCCIONES EN LAS REMUNERACIONES DEL TRANSMISOR POR INCUMPLIMIENTO EN LA CALIDAD DEL SERVICIO ARTICULO 17.- (CONDICION DE INCUMPLIMIENTO DE LA CALIDAD DEL SERVICIO).Se considerará incumplimiento en la calidad del servicio de Transmisión cuando cualquier Índice de Calidad de los Componentes del Sistema de Transmisión del Transmisor, medio anualmente, sea más alto que los límites de comportamiento aprobados por la Superintendencia. ARTÍCULO 18.- (EXCEPCIONES).No serán consideradas ni contabilizadas en el cálculo de los Índices de Calidad de los Componentes del Sistema de Transmisión del Transmisor, las Desconexiones Programadas para mantenimiento u operación debidamente justificadas y autorizadas por la Unidad Operativa, las Desconexiones Programadas para la conexión de nuevas instalaciones, mejoras, ampliaciones y pruebas asociadas y cuyo programa sea aprobado por el Comité a través de su Unidad Operativa. Tampoco serán tomadas en cuenta las 158 POWER SYSTEMS III Desconexiones atribuibles a Generadores, Distribuidores, Consumidores No Regulados y terceros, no las ocasionadas por Fuerza Mayor e imposibilidad sobreviniente. ARTÍCULO 19.- (INFORMES).Los Agentes del Mercado involucrados en la Desconexión de uno o más Componentes del Sistema de Transmisión, están obligados dentro las veinticuatro (24) horas de su ocurrencia, a presentar un informe preliminar a la Unidad Operativa del Comité. Un informe definitivo de cada uno de los Agentes del Mercado involucrados deberá presentarse a la Superintendencia y a la Unidad Operativa del Comité, dentro los cinco (5) días hábiles posteriores al evento. En el plazo de cuarenta y ocho (48) horas de ocurrido el evento, la Unidad Operativa del Comité, emitirá un Informe Preliminar de la Falla. Dentro los ocho (8) días hábiles siguientes emitirá su Informe Final a la Superintendencia, al Comité y a los Agentes del Mercado. En los casos en que la indisponibilidad de un Componente se prolongue más allá de los plazos mencionados, los informes serán parciales y deberán completarse dentro las cuarenta y ocho (48) horas de declarada su disponibilidad. En los casos de indisponibilidad permanente de Componentes del Sistema de Transmisión deberá informarse con la periodicidad que determine el Comité en tanto no sea sustituido el Componente y no sean superadas las restricciones que pudieran haberse presentado en el Sistema Interconectado Nacional. Anualmente en el mes de noviembre, el Comité emitirá un informe a la Superintendencia conteniendo los Índices de Calidad de los componentes del Sistema de Transmisión en el período noviembre – octubre anterior y una síntesis de los eventos registrados en dicho período, con individualización de los Agentes del Mercado involucrados. Sin perjuicio de lo anterior, la Superintendencia podrá requerir del 159 POWER SYSTEMS III Comité, de la Unidad Operativa del Comité y de cualquier Agente del Mercado involucrado, informes detallados relativos a sus instalaciones. ARTICULO 20.- (DETERMINACION DE LA RESPONSABILIDAD).La Unidad Operativa del Comité establecerá la responsabilidad de los distintos Agentes del Mercado en cada Desconexión en base a los informes de los Agentes del Mercado involucrados y los registro de la propia Unidad Operativa del Mercado involucrados con la determinación de responsabilidad establecida por la Unidad Operativa del Comité, el Agente del Mercado afectado podrá efectuar una representación ante la Unidad Operativa, dentro los cinco (5) días hábiles posteriores a la recepción del informe de la Unidad Operativa. En caso de persistir el desacuerdo, la Superintendencia definirá la responsabilidad de los Agentes del Mercado involucrados en base a toda la información disponible y cualquier otra adicional o complementaria que solicite. Anualmente el Comité presentará a la Superintendencia una evaluación del comportamiento del Sistema de Transmisión atribuible tanto a Transmisores como a Usuarios del Sistema de Transmisión y la contabilización de los montos acumulados del período por reducción de las remuneraciones a los Transmisores. La Superintendencia, en los casos que corresponda emitirá anualmente notificaciones por incumplimiento de la calidad del servicio de Transmisión y procederá a la aplicación de reducciones en las remuneraciones a los Transmisores. Los Agentes del Mercado involucrados podrán efectuar representaciones ante la Superintendencia de Electricidad, dentro los diez (10) días hábiles de recibida la notificación. Vencido ese plazo, las notificaciones se entenderán por aceptadas. En este caso, la Superintendencia emitirá instrucciones para la aplicación de las reducciones en las remuneraciones dentro de los quince (15) días hábiles de vencido el plazo de representación de su notificación, las que tendrán carácter de inapelables. En caso de resolución condenatoria, el Transmisor luego de hacer efectiva las reducciones en la 160 POWER SYSTEMS III remuneración, podrá interponer los recursos legales pertinentes. ARTICULO 21.- (REGISTRO DE DESCONEXIONES E INTERRUPCIONES).La Unidad Operativa del Comité y los Transmisores dispondrán de un sistema de registro cronológico de todos los eventos de Desconexiones e Interrupciones, que se registren en el Sistema Troncal de Interconexión y Sistema Interconectado Nacional respectivamente, con los parámetros necesarios para disponer de un Sistema de Estadística de Fallas y Evaluación del comportamiento del Sistema de Transmisión. ARTÍCULO 22.- (INFORME ANUAL).En base a los informes anuales del Comité conteniendo los Índices de Calidad en el período noviembre - octubre anterior y a los informes detallados que la Superintendencia pueda requerir del Comité, de la Unidad Operativa del Comité y de cualquier Agente del Mercado involucrado relativo a una Falla o desconexión en particular, la Superintendencia COMPORTAMIENTO publicará un INFORME ANUAL DE DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISION atribuible a Transmisores, Usuarios del Sistema de Transmisión y a la Unidad Operativa del Comité. ARTICULO23.-APLICACIÓN DE LAS REDUCCIONES POR INCUMPLIMIENTO DE LA CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN.Al concluir cada período anual y en base a los informes del Comité, Unidad Operativa del Comité, Agentes del Mercado y a la responsabilidad identificada en cada evento, la Superintendencia determinará los montos de reducciones que se aplicarán a los Transmisores. Las reducciones son aplicables al año objeto de evaluación y no afectan las remuneraciones máximas aprobadas a la Transmisión en los períodos siguientes. ARTICULO 24.- (FACTORES DE REDUCCIONES DE LA REMUNERACION).Los factores de reducción de las remuneraciones al Transmisor serán determinados para cada año y para cada Componente del Sistema de Transmisión, 161 POWER SYSTEMS III a) Factor de Reducción por desviación en la Frecuencia de Desconexiones FRN: Nr - Ne FNR = ------------ x F1 Na – Ne Si Nr < Ne entonces FRN = 0 Si Nr > Ne entonces FRN = F1 b) Factor de Reducción por desviación en la Duración Media de Desconexiones FRD: Dr - De FRD = ------------ x F2 Da – De Si Dr < Ne entonces FRD = 0 Si Dr > Ne entonces FRD = F2 F1 + F2 = 1 Nr: Número registrado de Desconexiones del Componente en el período anual considerado Ne: Número exigido de Desconexiones del Componente en el período anual considerado. Na: Número autorizado de Desconexiones del Componente en el período considerado. Dr: Duración media registrada de las Desconexiones del Componente en el período anual considerado, expresada en minutos. De: Duración media exigida de las Desconexiones del Componente en el periodo considerado, expresada en minutos. Da: Duración media autorizada de las Desconexiones del Componente en el periodo considerado, expresada en minutos. F1: Factor de ponderación de las reducciones por Frecuencia de Desconexiones de Componentes. F2: Factor de ponderación de las reducciones por Duración Media 162 POWER SYSTEMS III de Desconexiones de Componentes. ARTICULO 25.- (DETERMINACION DE LOS MONTOS DE REDUCCION EN LAS REMUNERACIONES).La suma de los factores de reducción de la remuneración por comportamiento de cada Componente, establecidos en el artículo anterior, se aplicarán como máximos sobre el diez por ciento (10%) del costo anual reconocido para la operación, mantenimiento y administración de cada Componente. El monto total de reducción en la remuneración del Transmisor será la sumatoria de los montos de reducciones en las remuneraciones aplicadas a todos sus Componentes. En caso de obtenerse Nr > Na y Dr > Da, la Superintendencia podrá aplicar la sanción establecida en el Reglamento de Infracciones y Sanciones de la Ley de Electricidad. El monto de las sanciones por este concepto será depositado en una de las cuentas bancarias establecida por la Superintendencia, con destino al financiamiento de proyectos de electrificación en el área rural. ARTICULO 26.- (PAGO DE LA REDUCCION EN LAS REMUNERACIONES).Los montos de las reducciones por incumplimiento en la calidad del servicio de Transmisión exigida serán pagados por el Transmisor anualmente a los Agentes del Mercado a quienes es atribuible el uso del Componente y en proporción al monto del peaje que pagan. ARTICULO 27.- (INTERRUPCIONES ATRIBUIBLES A LA UNIDAD OPERATIVA DEL COMITÉ).La Superintendencia establecerá en todos los casos la responsabilidad de la unidad Operativa del Comité en el origen, causa, duración de las Interrupciones, Desconexiones y restituciones ocasionadas por acciones o decisiones tomadas por la Unidad Operativa del Comité. 6.5.5. ETAPAS DE IMPLEMENTACION DEL REGLAMENTO ARTICULO 28.- (ETAPAS DE IMPLEMENTACIÓN).La puesta en vigencia de este Reglamento se hará en tres etapas: 163 POWER SYSTEMS III ETAPA DE PRUEBA: Durará hasta el 31 de octubre de 1998. En esta etapa no se aplicarán las reducciones en las remuneraciones por incumplimiento en la calidad del servicio de Transmisión. El Comité y los Transmisores implementarán hasta el 1° de noviembre de 1997, los mecanismos necesarios para la medición y registro de las Desconexiones de los Componentes de los Sistemas de Transmisión. ETAPA DE TRANSICIÓN: Se contará desde la finalización de la ETAPA PRUEBA y tendrá una duración de un año. Durante esta etapa, los montos de las reducciones en la remuneración del Transmisor por incumplimiento en la calidad del servicio de Transmisión serán reducidos al cincuenta por ciento (50%) de su valor. ETAPA DE REGIMEN: Vigente al finalizar la ETAPA DE TRANSICIÓN. Para esta etapa, reducciones en la remuneración del Transmisor los montos de por incumplimiento en la calidad del servicio de Transmisión, se aplicarán en su integridad conforme al presente Reglamento. Los límites de comportamiento de los Componentes del Sistema Troncal de Interconexión y de los no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, a ser aplicados en la ETAPA DE TRANSICION, corresponderán a los establecidos en el Artículo 29 del presente Reglamento, en tanto los que serán utilizados en la ETAPA DE REGIMEN, serán determinados a través del estudio a que se hace referencia en el Artículo 7 del presente Reglamento. Los factores de ponderación a ser utilizados para el cálculo de los factores de reducción de las remuneraciones en la ETAPA DE TRANSICIÓN, serán los establecidos en el artículo 30 del presente Reglamento, en tanto los que serán utilizados en la ETAPA DE REGIMEN, serán determinados a través del estudio a que se hace referencia en el Artículo 7 del presente Reglamento El nivel de potencia, por encima del cual los Puntos de inyección o retiro del sistema 164 POWER SYSTEMS III Interconectado Nacional deben contar con sistemas automáticos de transmisión de datos, a que hace referencia. EL Artículo 19 del presente Reglamento, será determinado por la Superintendencia hasta el 31 de octubre de 1997. 6.5.6 DISPOSICIONES TRANSITORIAS ARTÍCULO 29.- (LIMITES TRANSITORIOS DE COMPORTAMIENTO).Hasta la aprobación y vigencia de los límites del comportamiento de los Componentes del Sistema Transmisión adoptarán, Troncal no pertenecientes para fines de Interconexión y de los Sistemas al Sistema de aplicación del Troncal artículo de Interconexión, anterior del de se presente Reglamento, los siguientes límites transitorios: 1. Límite de Comportamiento Exigido.Para cada Componente, el valor promedio de los Índices de Calidad registrados en su período correspondiente a cinco (5) años históricos de acuerdo al Anexo del presente Reglamento. 2. Límite de Comportamiento Autorizado.Para cada componente, el valor más alto de los Índices de Calidad registrados en un período correspondiente a cinco (5) años históricos de acuerdo al Anexo del presente Reglamento. ARTICULO 30.- (FACTORES DE PONDERACION TRANSITORIOS).Para efectos de aplicación del Artículo 28 del presente Reglamento, los factores de reducción de las remuneraciones se calcularán con los siguientes valores de factores de ponderación: a) Factor de ponderación de las reducciones por frecuencia de Desconexiones De Componentes. b) Factor de ponderación de las reducciones por duración media de Desconexiones de Componentes. F2 = 0.5 165 POWER SYSTEMS III _____________________________________________________________________ ANEXO AL REGLAMENTO DE CALIDAD DE TRANSMISION 1. CARÁCTER DEL ANEXO El presente Anexo forma parte del Reglamento de Calidad de Transmisión y está referido a la calidad del servicio de Transmisión. 2. LIMITES TRANSITORIOS DE COMPORTAMIENTO A los efectos establecidos en el artículo 29 del Reglamento de Calidad de Transmisión, la siguiente tabla establece los límites de comportamiento exigidos y autorizados para los Componentes de los sistemas de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional. Los valores de los límites exigidos de comportamiento corresponden a un valor promedio de los Índices de Calidad correspondiente a los registrados en un período de cinco (5) años. Los límites autorizados corresponden al valor más alto de los Índices de Calidad registrados en un período de cinco (5) años. COMPONENTES LIMITES LIMITES EXIGIDOS AUTORIZADOS COMPONENTES Ne PERTENECIENTES AL De Na (Min) Da (Min) SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION (STI) San José – Guaracachi 49 9 90 11 Corani – Valle Hermoso 2 1 93 2 342 Valle Hermoso – Vinto 2 3 7 5 12 Santa Isabel – San José 9 8 32 13 Valle Hermoso – Vinto 1 9 33 17 228 Valle Hermoso – Catavi 15 7 20 17 Santa Isabel – Corani 1 50 3 111 165 POWER SYSTEMS III _____________________________________________________________________ Santa Isabel – Arocagua 4 30 9 91 Corani – Valle Hermoso 1 2 4 5 7 Valle Hermoso – Arocagua 1 4 3 8 Vinto – Kenko 3 12 7 24 Vinto – Catavi 3 44 8 71 Catavi – Potosí 6 10 610 Karachipampa – Aranjuez 7 15 10 48 Potosí – Karachipampa 3 10 5 16 Ne De Na Da Chuquiaguillo – Chojlla 37 22 69 22 Potosí – Punutuma 2 12 3 34 Punutuma – Telamayu 9 25 31 70 Telamayu – Tupiza 5 51 9 180 COMPONENTES NO PERTENECIENTES 147 AL STI 166